2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自2026年3月1日起，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。这标志着执行40余年的固定分时电价制度进入实质性退出阶段。本文系统梳理了固定分时电价的制度演进与退出脉络，深入剖析了高比例新能源渗透、批零价格传导梗阻、现货市场制度适配三重深层逻辑，分析了售电公司、储能企业和电力用户面临的影响与挑战，并提出了针对性的政策建议。 从行政定价到市场定价的制度演进 我国固定分时电价制度起步于20世纪80年代，其核心逻辑是政府根据电网负荷规律，将一天24小时划分为高峰、平段、低谷（部分地区增设尖峰）时段，并制定差异化固定电价，引导用户错峰用电，实现削峰填谷。在煤电占主导、负荷特性相对稳定的计划经济时期，这一制度有效提升了电力系统利用效率。 2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），规定峰谷电价价差在最大系统峰谷差率超过40%的地方原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。该文件成为此后几年各地分时电价政策的核心指导依据。 然而，随着电力市场化改革纵深推进和新型电力系统加速构建，固定分时电价的制度根基发生了根本性动摇。2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），其第三十五条明确规定：“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。”该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年。 这一政策转向并非偶然，而是电力市场化改革从“试点探索”迈向“全面施工”的标志性事件。它意味着电价形成机制从政府核定正式迈入“随行就市”的市场化阶段，其深层影响将重塑电力产业链各环节的运营逻辑。 取消固定分时电价的三重深层逻辑 （一）高比例新能源下价格信号严重失真 当前，我国新能源装机呈井喷态势。截至2025年底，全国风电、光伏装机已突破18亿千瓦，部分地区新能源装机占比超过50%。新能源出力具有强随机性和间歇性，“看天吃饭”的特征使传统基于历史负荷规律设定的固定时段完全失效。 一个典型的悖论是：光伏发电最多的午间，在固定分时电价框架下往往被设定为高峰或平段，电价被人为抬高；而傍晚光伏退出、用电需求旺盛的时段，反而可能因行政定价未能及时调整而价格偏低。以陕西省为例，陕西电力交易中心在《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》中专门指出，2026年市场化用户分时价格不再执行峰谷浮动政策，“最低电价将主要出现在中午光伏大发时段”。 在现货市场环境下，价格本应真实反映实时供需。以辽宁省为例，1月1日至25日，现货市场实时出清价格跌破-0.1元/千瓦时的时段达272小时，占比42.83%，1月6日全天均价首次跌入负值。这种极端价格信号在固定分时电价框架下根本无法体现。若继续执行行政定价，不仅无法引导用户消纳午间富余绿电，反而会因“高峰高价”的错位激励阻碍新能源消纳。 （二）批零价格传导梗阻制约市场公平 当前电力市场存在一个突出的“剪刀差”问题：批发侧现货电价价差已高达0.7—0.8元/千瓦时，部分时段甚至出现负电价；但零售侧固定峰谷价差普遍锁定在0.4元以内，且调整周期长达半年甚至一年。这种“批发能涨能跌、零售价格封顶”的“肠梗阻”，造成三方面负面影响。 一是价格信号传导断裂。批发侧的分时电价信号难以有效传递至终端用户，削弱了用户削峰填谷的经济激励。 二是售电公司业务模式单一。多数售电公司仍依赖传统的购销价差盈利，缺乏基于能效管理、需求响应和绿电交易等综合服务能力，部分企业甚至利用信息不对称或规则漏洞获取超额利润，截留了降价红利。 三是零售市场竞争不足。由于价格信号被人为固化，售电公司难以通过差异化服务形成竞争优势，市场活力受到抑制。 （三）固定分时电价与现货市场存在制度性冲突 固定分时电价制度设计于煤电主导时代，其“高峰高价”逻辑基于“白天工作时段用电多”的负荷特征，属于典型的行政性静态定价。其价格水平由政府主管部门基于历史负荷数据和成本加成原则核定，调整周期通常为半年或一年，具有显著的滞后性。 而电力现货市场以15分钟为周期生成96个时段价格，一天产生96个价格点，能够精准反映电能量在时空维度上的边际成本变化。新型电力系统建设客观上要求价格机制从“行政平均”转向“市场边际”，从“静态粗分”转向“动态精细”。固定分时电价与现货市场在价格信号生成机制上的本质性差异，决定了前者必然要让位于后者。 两种模式并行推进 《电力中长期市场基本规则》施行后，各地迅速响应。据梳理，截至2026年5月底，贵州、河北（河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南、安徽、四川、江苏等12个省份已明确落地取消固定分时电价政策；山西、新疆、湖南、上海、蒙东、黑龙江等地处于征求意见或细则制定阶段。 从实施路径看，各地主要呈现“全覆盖”和“分步走”两种模式。 全覆盖模式以湖北、陕西、重庆等为代表，直接参与市场用户（包括批发用户和零售用户）全部纳入，终端分时电价由市场交易价格传导形成。该模式价格信号统一清晰，可以快速打通批零两侧价格传导，但对售电公司的市场运营和风险控制能力要求较高。 分步走模式以河南为代表，采用渐进式改革，保留部分行政分时电价兜底约束，推出多元用电套餐，设置改革过渡期，逐步提升市场化分时电量比例。该模式改革节奏相对缓和，有利于市场主体逐步适应，但可能延长价格双轨制运行时间，增加制度摩擦成本。 值得注意的是，辽宁作为现货市场正式运行省份，其改革更具标本意义。2026年1月起，辽宁现货市场引入-0.1元/千瓦时的申报和出清下限，负电价从偶发变为常态，市场化价格信号对供需调节的作用得到充分释放。 从“政策套利”到“市场博弈” （一）售电公司：从价差套利到曲线管理 在固定分时电价时代，售电公司的核心盈利模式是“低买高卖”的价差套利，辅以政策红利下的信息差收益。取消固定分时电价后，售电公司必须实现三重能力升级。 一是价格预测能力。售电公司需要建立覆盖日前、实时、中长期多时间尺度的价格预测模型，整合气象数据、负荷预测、新能源出力预测、机组检修计划等多源信息。价格预测精度直接决定了现货市场的交易盈亏和套餐设计的竞争力。 二是风险对冲能力。售电公司应提升电量曲线分解能力和用户负荷预测精度，积极运用电力期货等金融衍生品（待上市），构建“现货+中长期+金融”三维对冲体系，建立动态风险敞口监测机制，防范极端价格事件导致的流动性危机。 三是用户服务能力。售电公司需要从单纯的电力零售商向“数据驱动的综合能源服务商”转型，为用户提供定制化用电优化方案，包括基于用户负荷特性设计差异化电价套餐（如“光伏友好型”套餐鼓励午间用电）、提供储能及需求响应一体化解决方案、开发用电行为分析和能效诊断增值服务等。 （二）储能企业：套利模式崩塌与多元收益重构 取消固定分时电价对工商业储能的冲击最为直接。传统“两充两放”的峰谷套利模式建立在行政价差稳定可预期的基础上，一旦价格由市场决定，峰谷价差动态化导致收益难以测算，部分项目甚至面临经济性归零的风险。 但这并非储能行业的末日，而是倒逼商业模式重构的契机。新的盈利体系应确立“三足鼎立”格局：一是容量市场提供底盘收益，通过容量补偿机制兜底固定资产投资，引导行业向4小时及以上长时储能倾斜；二是现货与辅助服务市场创造弹性收益，储能凭借毫秒级响应优势，在调频及现货交易中精准“低充高放”；三是综合能源服务开拓新兴蓝海，储能转向需量管理、需求响应，并与算力中心、零碳园区等场景深度融合。 这场变革推动储能企业核心竞争力从“拼硬件成本”转向“拼运营交易”，从单一“产品供应商”升级为“解决方案服务商”。短期阵痛不可避免，但长远来看，这为具备精准电价预测、多市场协同运营能力的优质企业打开了更广阔的市场空间。 （三）电力用户：从价格接受者到主动参与者 取消固定分时电价后，终端用户面临的价格环境从可预期的稳定转向有波动的灵活。 工商业用户中，具备负荷调节能力的可通过优化生产排班、调整设备启停时段、配置储能设施等方式主动响应价格信号；负荷调节能力弱的则应选择信誉良好的售电公司，签订组合类电价合同，在锁定部分价格风险的同时保留部分市场收益。 居民用户短期内仍执行目录电价或电网代理购电价格，受影响有限。但随着智能电表普及和动态套餐推广，具备智能家居、电动汽车、分布式光伏等资源的用户，可通过“光储充一体化”实现用电成本优化，甚至向电网提供灵活性服务获取额外收益。 需求响应资源方面，工业可调节负荷、商业空调、数据中心等可通过聚合商平台参与现货市场和辅助服务市场，将可削减负荷转化为可交易资产。 政策建议 （一）对售电公司 一是尽快建立“预测—交易—风控”一体化数字平台，优先投入建设覆盖日前、日内、实时市场的多时间尺度价格预测系统。 二是主动布局电力期货等金融衍生品，构建三维对冲体系，实现从单纯电量买卖向“能量+调节+容量”多维价值运营的升级。 三是设计场景化零售套餐，推动用户从价格接受者向资源协同者转变。 （二）对储能企业 一是将容量电价收益作为投资决策的“底盘收益”，优先布局4小时及以上长时储能技术路线，重点关注液流电池、压缩空气、重力储能等技术。 二是以虚拟电厂聚合模式参与多品种市场交易，实现“一资产多收益”。 三是与算力中心、零碳园区等新型负荷场景深度融合，开拓“能源即服务”（EaaS）商业模式。 （三）对电力用户 工商业用户应加强与专业机构合作，开展负荷可调节潜力评估，将可削减负荷转化为可交易资产。有条件的居民用户可提前布局光储充一体化家庭能源系统，为动态电价普及做好技术准备。大型用户应建立内部能源管理团队，将能源成本从固定支出转化为“可优化变量”。 （四）对政策制定者 一是稳妥设置过渡期。对于市场化程度较低、市场主体风险承受能力较弱的地区可设置1—2年过渡期，允许部分电量仍按原分时电价结算，逐步扩大市场化比例，避免“一刀切”引发市场剧烈波动。 二是完善零售市场监管。取消固定分时电价后，售电公司与用户之间的信息不对称问题可能加剧。应强化售电公司准入与退出管理，建立零售套餐备案与公示制度，严禁利用信息优势损害用户利益。同时，完善保底售电机制，防止售电公司违约退市导致用户承受过高电价。 三是加快电力期货等金融衍生品上市。当前市场主体缺乏有效的风险对冲工具，价格剧烈波动时只能被动承受。建议加快推进电力期货、期权等金融衍生品研发上市，为售电公司和大型用户提供标准化避险工具。 四是建立动态峰谷时段调整机制。对于仍执行政府分时电价的电网代理购电用户，应建立基于现货价格信号的动态时段调整机制，改变数年一调的静态模式，使行政定价尽可能贴近市场供需实际。 五是统筹容量电价与市场化改革。取消固定分时电价后，煤电、储能等调节性资源的收益模式将发生根本变化。应加快完善容量电价机制，确保调节性资源能够获得合理收益，避免因电能量价格走低导致有效容量投资不足。 结语 固定分时电价的退出，是我国电力市场化改革进程中具有里程碑意义的制度变革。它不仅是价格形成机制的转换，更是电力资源配置方式从行政指令主导向市场价值驱动的根本转型。对售电公司而言，这意味着从政策套利者到专业服务商的身份重塑；对储能产业而言，这是从单一价差依赖到多元价值创造的商业模式重构；对电力用户而言，这是从被动用电到主动参与的行为转变。 当然，改革不会一蹴而就。现货市场的不完善、主体能力的不均衡、风险工具的不充足，都决定了这一转型需要政策制定者的审慎设计和市场参与者的积极适应。唯有政府、企业、用户三方协同，才能在保障电力安全供应的前提下，真正实现“电价由市场说了算”，推动新型电力系统建设行稳致远。

国家“十五五”规划明确全面实施碳排放总量和强度双控制度，以强度控制为主、总量控制为辅，将碳排放双控作为约束性指标纳入五年规划实施体系，坚持政策引导和市场激励相结合构建全方位、多层次的低碳管控格局。绿电市场、绿证市场快速发展，并与碳市场加强协同，将成为驱动我国能源转型、实现“双碳”目标的关键力量。研究梳理我国“电—碳—证”市场发展现状及协同趋势，研究碳价传导、数据互通等问题，助力推动碳排放双控目标平稳落地与高质量发展协同共进。 “电—碳—证”市场机制发展现状分析 全国碳市场双轮驱动格局基本形成，扩围后减排效能与市场活跃度显著提升。我国已建成强制配额与自愿减排互补衔接的全国碳市场体系，2025年首次扩围，将钢铁、水泥、铝冶炼三大高排放行业纳入管控，覆盖全国二氧化碳排放总量超60%，截至3月底，全国碳市场累计成交量已达8.85亿吨，累计成交额突破591亿元。全国自愿减排市场（CCER）2024年重启后已累计发布18项方法学，2025年首批国家核证自愿减排量成功上市交易，截至2026年2月，CCER市场累计成交量1062.35万吨，累计成交额7.59亿元，我国碳市场规模持续扩大，定价与资源配置功能进一步显现。 绿电市场有序规范运行，“证电合一”模式成为可再生能源环境价值溯源的重要手段。绿色电力交易作为电力中长期交易单列品种，在交易组织、电网调度、交易结算等方面享有优先地位，依托“证电合一”机制，可实现电力物理使用价值与绿色环境价值同步转移落地。随着小时级绿电交易逐步推广应用，绿电交易品种持续丰富、交易时序不断细化，可以精准适配新能源出力特征，同时兼顾各类市场主体绿色用能需求，有力推动了可再生能源就近消纳与价值高效转化。 绿证市场制度日渐完备，市场活跃度与国际影响力持续增强。2023年以来国家先后出台多项政策，明确绿证为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，核发范围进一步拓展，全生命周期闭环管理机制逐步健全，2025年国际可再生能源组织RE100正式宣布无条件认可中国绿证，显著提升了我国绿证的国际公信力。随着我国持续推动高耗能企业加大绿电消纳力度，重点用能单位绿电消费配额要求稳步落地实施，绿证市场将进一步活跃，市场规范化运行水平持续提升，2025年全国累计交易绿证9.3亿个，参与绿证交易的消费主体达到了11.1万个，全年交易量超过历年总和。 “电—碳—证”协同关键问题分析 碳价信号向电力市场传导不够充分，电碳联动价格形成机制需逐步完善。目前，我国电力市场尚处于深化完善阶段，终端用电价格无法完全传导各类成本，火电碳排放成本难以顺畅传递至下游用户。但从低碳发展逻辑来看，实现火电碳排放成本向终端电价合理传导，是撬动全链条减排的关键举措，能够直接引导终端用能消费向低碳化转型。未来需加快推动电力价格形成机制深度融入碳成本，打通电碳市场传导链路，使得电力价格能够反映碳市场配额价格信号，引导优化电源结构，最终形成电价与碳价双向联动格局，全面提升市场化减排整体效能。 “电—碳—证”数据互通亟待解决，统一核算与数据底座建设要加速启动。“电—碳—证”三者本身具备天然协同性，不仅服务“双碳”减排的核心目标一致，覆盖的发电、用电、交易等市场主体高度重叠，更依托电力数据实现底层互通。电力计量数据是碳排放核算、绿证核发的基础依据，绿证则是绿电消费及对应减排权益的法定凭证，数据共享、核算统一是三者协同发力的前提。现阶段，三个市场之间仍存在数据壁垒，数据口径尚未完全统一，极易出现核算偏差、重复计算等问题。未来需搭建“电—碳—证”一体化数据共享底座，统一数据来源、计量标准，实现绿电消费量、绿证对应量、碳减排核算量精准匹配，保障全流程数据真实可溯。 区域减排需求与资源禀赋不匹配，需促进跨区域电碳证要素流动效率提升。我国能源禀赋与产业布局呈现明显区域分化特征，华北地区工业与火电集中，碳排放总量大；西北地区风光资源富集，但火电存量规模较大，碳排放总量亦处于高位；云南、四川等区域水电资源优越，碳排放强度相对偏低。随着全国碳市场覆盖范围持续拓展、配额总量管控趋严、企业履约约束不断强化，叠加碳排放双控责任向地方与重点企业逐层细化分解，区域间绿电、绿证资源流通性受到碳排放指标、碳排放责任归属的影响，需要在碳排放指标统筹分配的情况下，完善形成更透明、更顺畅的跨区域流通机制，充分发挥绿电价值的市场引导作用。 支撑“电—碳—证”机制协同的相关思考 通过市场化报价将煤电碳成本疏导至用户侧，强化碳成本传导。随着碳市场配额逐步收紧及有偿分配机制的引入，预计碳价将持续上涨，煤电行业通过电价疏导碳价成本的意愿将更加强烈，市场化机制是煤电企业碳成本疏导的关键途径，需要加强电力市场建设，适当放宽中长期交易电价基准价约束，通过市场化报价方式强化煤电电价与碳价联动，强化煤电企业的碳成本疏导，扩大电碳市场联动性，充分发挥市场信号的引导作用。 强化电力数据与分析平台建设，服务市场数据互通。电力数据具有实时性、精准性、全覆盖优势，是开展监测、分析区域、企业碳排放情况的核心数据源，亟须依托电力数据，完善集成核算、监测、分析功能的碳排放数据平台，推动解决数据口径不一、核算不准、共享不畅等问题。深入挖掘电力数据在碳排放统计核算与监测体系中的应用价值，研发相关功能，研究绿电绿证抵扣方法、非化石能源核算的计算模型，服务绿色价值在各个市场中顺畅流通、公平体现。 服务碳排放双控指标与市场机制衔接，促进减排资源优化配置。综合考虑不同类型地区的主体功能定位、产业发展阶段、能源结构特征、自然资源禀赋等差异，协助政府科学设置分区域、分行业的碳排放总量和强度双控指标，确保指标与地区发展实际和承载能力相匹配。强化指标设置与“电—碳—证”市场的统筹衔接，充分发挥市场在减排资源配置中的作用，保障绿证、碳配额跨区域自由流通，引导减排资源向效率最高的领域和地区集聚，实现全社会整体减排效益最大化。

9月16日，由中国能源研究会虚拟电厂专业委员会主办、杭州高特电子设备股份有限公司联合主办、北极星电力网承办的“聚能生态 电链未来”——2026虚拟电厂落地实践研讨会（第四期）在高特电子仁和智能生产基地召开。本次研讨会聚焦虚拟电厂政策机制、市场交易、平台技术、项目案例和商业模式，众多行业专家、企业代表等展开深入研讨。 中国能源研究会虚拟电厂专委会主任委员、清华大学电机系主任康重庆在致辞中提到，自虚拟电厂系列研讨会启动以来，我们的足迹跨越大江南北。从苏州的“聚能生态”，到各地的“电链未来”，我们一路走、一路看、一路探讨。这不仅是地理空间的跨越，更是我们推动虚拟电厂从“规模化落地”向“高质量商业化运行”迈进的坚定步伐。每一次的相聚，都见证了我们在技术突破上凝聚的共识，在模式创新上碰撞的火花。 他表示，虚拟电厂的发展，从来不是单一主体的孤军奋战，而是全产业链的同频共振。作为行业发展的“连接器”与“催化剂”，专委会将继续发挥桥梁纽带作用。面向“十五五”，我们将重点围绕深化产业生态协作、加快标准体系建设、强化政策协同研究等方向发力，持续推进虚拟电厂发展报告和典型案例库的编制，及时向政府反馈行业诉求，携手各方共同破解发展难题。 杭州高特电子设备股份有限公司副总经理兼数据服务部总经理谢建江在致辞中介绍，高特电子做了二十多年电池管理。从 2021年起，高特电子把能力专注于微网数据服务平台方向，到今天已经形成了两条业务主线：一条是微网运营，打通设备孤岛，把站端的新能源设备和碳管好；另一条是虚拟电厂运营，打通资源孤岛，把分散的资源组织起来，到电力市场里获取收益。两条线合起来，就是从数据感知走向智能决策，从设备控制走向市场运营，为用户和电网提供经济、安全、可靠的运营和运维服务。 他表示，电力市场化改革走到今天，源网荷储一体化，已经从一个概念，变成了一笔可以算清的账。虚拟电厂的价值，正从单一的电价套利，走向需求响应、辅助服务、现货交易、绿电消纳这些多元的收益组合。这条路高特电子刚起步，往后的空间还很大。高特电子愿意把运营能力开放出来，和在座的集成商、售电公司、投资方一起，把技术做扎实，把模式跑通，一起把市场做大。 浙江电力交易中心有限公司三级专家金骆松在演讲中介绍，随着新能源大规模发展，电力平衡进入双向缺口阶段，虚拟电厂迎来发展舞台。浙江率先建立现货市场环境下新型主体市场化响应机制，并持续迭代升级，目前削峰、填谷双向可调能力均已突破百万千瓦量级。他同时指出，虚拟电厂行业仍处在商业模式探索期，未来要从“拼规模”转向“拼质量”、从“赚快钱”转向“赚长钱”，深耕用户价值；在“双碳”目标引领下，运营商可沿着电能量、辅助服务向绿电消费协同、碳资产管理、零碳园区综合能源服务等方向拓展收益空间。 国网能源研究院有限公司能源互联网所高级研究员张希凤围绕虚拟电厂国内外实践、发展方向及市场机制设计，分享了一些经验启示。对比德国、美国经验，她认为德国平衡基团机制、高电价和分布式电源强制入市，以及美国需求响应立法和PJM容量市场，为虚拟电厂商业化提供了制度基础。针对市场机制设计，她提出虚拟电厂没有并网点、资源可能跨多个交易节点，需建立“虚拟机组”分级架构，每台虚拟机组聚合资源不超过一个交易节点，以实现与节点电价现货市场有效衔接。她判断，未来虚拟电厂聚合规模有望在2030年达到8500万至1.3亿千瓦，中东部城市将率先突破，技术性能向“类电厂”演进，运营商核心能力在于“专业化服务+系统性管理”，参与辅助服务和现货市场交易是实现可持续发展的重要路径。 国网（江苏）电力需求侧管理指导中心技术部主任周珏深入剖析了虚拟电厂的概念本质并围绕国际实践进行了经验分享。他指出，虚拟电厂发展首先要统一认识，回归电力系统底层机理。他介绍，虚拟电厂可聚合资源涵盖可调负荷、储能、分布式电源等，其中电热、冷、氢转换负荷值得关注；从电网视角看，虚拟电厂单元可类比常规电厂机组，但参与实时及辅助服务市场需秒级通信。他介绍了调节容量、响应时间、调节时间、调节速率、调节精度、持续时间6个关键指标，是运营商设计资源组合、参与不同市场机制的基础。在聚合范围上，他建议通过节点电价分散度分析，在输电阻塞小的区域扩大聚合范围，提高聚合效率。对比国际实践，美国DER聚合商可直接参与批发市场，欧洲虚拟电厂可通过平衡责任主体（BRP）间接参与，而英国2024年推出的VTP体系允许聚合商直接参与批发市场。他强调，虚拟电厂运营商的核心能力在于快速量测采集，精准计量遥测，高水平功率、负荷、电价预测以及商业运作能力。 杭州高特电子设备股份有限公司数据服务业务部市场总监叶朗从企业实践的角度进行了分享。他介绍，高特电子构建了感知、数据、应用三层能力体系，虚拟电厂平台实现从交易申报到结算的全链路数字化闭环，并将能源管理与碳核算统一到同一数据基座。他分享了三个实践案例：浙江某县域能碳和虚拟电厂运营项目实现政府、投资平台、企业三方共赢，模式已跑通可复制；仁和低零碳智慧工厂通过算法优化，同一套光储硬件IRR提升3个多点、回收年限缩短一年多，需量管控年省30多万元；安徽某纺织集团购售电+微网协同策略，综合度电成本降低约1分6，年节省成本约160万元。他还介绍，高特电子于9月4日发布新能源资产交易平台，基于BMS电池管理数据积累为储能资产提供健康评估报告，覆盖新能源资产从投建、运营到退出的全生命周期，推动资产从可见走向可交易。 IET Fellow、中国开发区协会零碳园区专委会首席专家、中国能源研究会虚拟电厂专委会委员张锋正高级工程师认为，算电协同是破解零碳园区能源错配、算力高碳、盈利薄弱难题的核心路径，能够同步实现新能源就地消纳、园区综合用能成本下降、碳资产市场化增值、算力产业绿色升级多重价值。当前以绿电直供、绿色算力交易、虚拟电厂增值为代表的商业模式已在东数西算、综合产业园区验证可行。未来伴随电力现货市场、算力交易市场、碳市场机制持续完善，算电协同零碳园区有望成为新型电力系统与数字经济深度融合、落实 “双碳” 目标的核心载体。 国网上海能源互联网研究院有限公司电网柔性互联事业部副主任左娟解析了虚拟电厂最新的政策市场环境、建设现状及难点、核心技术，并对虚拟电厂的发展进行了展望。她指出，我国虚拟电厂功能定位清晰，以保供为第一要务，兼顾促进新能源消纳和完善市场体系。目前上海虚拟电厂接入运营商已超70家，实测响应能力达164.77万千瓦，成为全国首个响应能力超过150万千瓦的城市。她认为，当前主要难点在机制不完善、盈利模式不清晰、运营和技术能力待提升，突出问题是聚合可调节能力可信度较低，浙江将D-2出清调节能力直接砍半纳入系统平衡即是例证。她总结虚拟电厂三大核心技术为聚合、调控和运营，未来将向源网荷储混合型、增量配网型等多元化发展，并推进区域、省级、地市级多层级互动，电网公司将加大对可信调节能力的评估考核，变现能力直接取决于调节质量。 晶澳智慧能源高级市场分析师毛绎涵围绕数据和算法两大驱动力进行了解析。她表示，电力交易是手段、虚拟电厂是载体、资产增值才是最终目标。她提出三个观点：虚拟电厂不仅是新兴概念，更是新能源资产运营商的基础能力；不仅是管理平台，更是独立交易主体，核心KPI是为背后资产创造阿尔法收益；不仅是短期风口，更是伴随电力市场化改革的长期事业，让资产在全生命周期内实现价值最大化。她认为，虚拟电厂需具备四方面能力：算法支撑的数据感知能力、量价耦合与风险对冲的动态决策能力、将功率指令拆解为不影响用户体验的微调执行能力，以及贯穿全过程的优化学习回测能力。晶澳基于各类资源构建了“聚合调控交易评估”的全流程闭环，并希望以开放平台与行业生态伙伴携手，让每一度绿电发挥最大价值。 东南大学教授、电力经济技术研究所所长高赐威指出，虚拟电厂商业闭环难的关键在于容量价值说不清，电力系统难以将其纳入电力电量平衡。他以示意算例说明：某虚拟电厂聚合分布式光伏80兆瓦、储能20兆瓦、可调负荷20兆瓦，合计装机120兆瓦，但晚高峰光伏出力骤降、可调负荷兑现未知、储能时长有限，调度无法判断“缺电时刻能顶多少”，最终在平衡中按0兆瓦计入，仍需安排常规备用兜底，账面资源沦为“零价值”。他提出四类容量评估方法：基于历史数据折算的有效容量、基于概率统计的可信容量、基于系统可靠性的等效可靠容量（EFC）、基于等可靠性替代的有效带载能力（ELCC），并总结为统计归约、概率描述、系统可靠性三层递进认知。他强调，长期看统计、短期看预测，系统运营商关心ELCC/EFC，虚拟电厂运营商则需用可信容量支撑投标决策和风险管控。他呼吁夯实虚拟电厂价值评估基石，推动其真正纳入电力系统规划与容量市场体系。 朗新科技集团股份有限公司高级业务研究员张雨婷分享了AI如何让虚拟电厂从响应能力走向商业价值。她指出，全国备案虚拟电厂已超470家，但多数项目实测有效可调资源不足名义聚合规模的20%，多数运营商仍依赖补贴，真正市场化盈利者寥寥。她认为，“会响应”只是入场券，关键要打造核心运营交易能力，面对负荷预测难、价格预测难、交易决策难三大难题，朗新构建AI驱动的虚拟电厂智能体，实现会预测、会报价、会避险，其日前价格预测准确率在江苏达92%，价差预测准确率超80%，负荷预测达97%，并通过凯利公式动态调整申报系数，通过平衡风险和收益得到最优报价策略。她介绍，朗新九功AI能源大模型运用于虚拟电厂、微电网、算点协调等多个场景，并参与3个国家级零碳园区建设。 杭州思度云电力科技有限公司董事长俞庆围绕光储微电网参与虚拟电厂的落地路径与实践作出分享。他指出，虚拟电厂的本质是负荷侧调度，是实现最后一公里调度的主要途径，但“让负荷侧具备响应能力不等于让负荷直接听话”，企业能碳运营的专业化管理环节目前是缺失的。他认为，虚拟电厂赚钱的路子多在虚拟电厂之外，市场化收入仅是其中一部分。他介绍，浙江2026年市场化需求响应中，注册运营商达到近70家，但聚合商动员能力还需要不断提升，从主要以自有资源为主，转向负荷侧多元参与。实践方面，其微网+分布式资源聚合后参与浙江市场化响应并取得良好排名。他强调，应推动微电网作为整体参与售电和虚拟电厂，形成资产、资源、产品、交易的运营路径，构建“建-运-交-智”四位一体的全过程能力体系。 研讨会结束后，与会嘉宾深度参观了高特电子未来工厂，亲身体验其数字化研发设计、智能化柔性生产、绿色低碳制造等核心应用场景运营实况，将研讨会的理论与项目参观的实践相结合，进一步促进了产业生态圈的交流与合作。

现在电价一天能变96次，每个省的交易规则还都不一样，午间光伏发电多了甚至能把电价干到负数。其实现在行业里早就不讨论“到底要不要用AI”了，现在真正要搞清楚的问题是：哪些活儿该 AI 电力交易系统干，哪些决策得交易员自己拍板。 01 先讲个所有交易员都懂的场景 下午2点50，日前申报的窗口马上就要关了 · 气象接口显示明天是晴天； · 模型预测说明天午间电价还会往下掉； · 但你自己清楚：明天有个大用户要检修，还有一条新能源送出线路也在维修，调度刚发了个临时通知，还没录入系统呢。 这时候AI电力交易系统还在按照历史数据算“大概率会怎么样”，你敢不敢反手把午间报价往上抬一档？ 这就是人机分工边界最真实的样子： AI负责算概率，最后得人来担后果。 02 交给鹰略 AI 电力交易系统干的活：让它当那个“不用睡觉的副驾” 这些活，机器更擅长，没必要硬扛。 ✅ 搬数据、整理数据：什么气象、负荷、新能源预测、检修计划、省间送受电数据……这么多来源不一样的数据， AI 电力交易系统2分钟就能从各个系统里拉出来整理好，交易员不用再开二十个Excel来回切了。 ✅ 算曲线、出96点报价草案：日前、日内、实时三个时段怎么分配，中长期要锁多少量、现货留多少，还有基差、峰谷序差、冲击成本这些，AI 电力交易系统先给你出几个候选方案。 ✅ 卡合规红线：报价上限、申报截止时间、持仓比例、品种限制——每一笔报价都先过一遍“安检”，违规的单子根本出不去。 ✅ 盯异常、写复盘：置信度掉到多少要降权、哪段电价曲线和预测对不上、今天赚的钱是Beta收益还是Alpha收益——AI电力交易系统先把底稿写好，交易员只要看结论就行。 ✅ 跑场景推演：比如“就像2024年8月缺电那次”“就像山西出零电价那天”——AI做类比检索比人快多了。但最终这个场景对不对，还是得人来确认。 一句话总结：重复劳动、海量计算、在现有规则里找最优解，这些都是AI电力交易系统的活。 03 必须交易员拍板：人要当好“最后一道保险丝” 这些事，哪怕系统再聪明，也不能全交给它自己定。 ⚠️规则半夜改了，旧模型还算不算数？不管是136号文、273号文，还是各个省调整结算口径——AI得重新训练才能适配，人当场就能调整策略。 ⚠ 碰到“黑天鹅”事件，到底是砍仓、扛着还是反向操作？线路突然跳闸、遇到极端高温、LNG价格暴涨、省间通道全堵死——这些情况历史数据里根本没样本，模型只会告诉你“置信度低”。低到什么程度要空仓、什么时候敢反向操作，都得人来定。 ⚠️客户跟你说“下季度我们上新产线，你帮我把价格兜住”：AI能算出最优报价曲线，但算不出来咱们合作三年攒下的信任，也签不了这种彼此兜底的合同。 ⚠️多个模型一起出错的时候，谁来按停止按钮？好几个AI同时看多或者同时看空，市场直接陷入“算法踩踏”——交易员必须有权一键给模型降权、关掉自动申报、切回人工操作。 ⚠️最后要担责任的是人：监管过来问话，问你们为什么这么报价，AI电力交易系统总不能坐在那回答吧，还得交易员去说清楚。 责任，这就是电力交易里唯一没法自动化的东西。AI即使能给出建议，也无法替代人对后果的承担，这背后涉及合规、声誉、客户关系等多重维度，值得再挖一层。 04 一张表：别再吵“AI会不会取代人” 05 说点直截了当的 在电力现货市场里，AI淘汰的不是“交易员”这个岗位，而是那些“只会搬数据、照着模板填表、不敢担责任”的交易员。 未来吃香的交易员都是这样的： 1. 能自己读懂政策，不用等系统翻译； 2. 清楚网架情况和客户需求，知道模型漏掉了哪些信息； 3. 敢在不确定的情况里拍板做决策； 4. 会把 AI 电力交易系统当副驾用，不会被系统带着节奏走。 差劲的交易员加上 AI 电力交易系统，最多也就是亏得慢一点；厉害的交易员加上 AI 电力交易系统，能把老师傅几十年的经验手感，变成可复制、可审计、能24小时运行的系统能力。 06 结尾金句 AI 电力交易系统负责“把复杂的事做快”，交易员负责“碰到没见过的事别翻车”。 AI不是交易员的末日，而是交易员从“填表工”升级成“资产指挥官”的强力外协。

9月22日，英伟达官网悄然上线了一项新的认证项目，NVIDIA DSX Ready。这项认证不面向GPU，不面向服务器，而是专门针对AI工厂基础设施中的电池储能系统（BESS）和冷却液分配单元（CDU）。首批获得BESS认证的企业仅有三家：日本的日立能源、韩国的LG新能源、美国的特斯拉。 DSX Ready的官方定位是帮助客户识别已完成AI工厂基础设施特定资格认证的产品和解决方案，降低集成风险。认证流程因部件类型而异：CDU供应商可通过自认证套件完成初步认证，BESS供应商则必须运行规定的认证测试，提交数据供英伟达审核批准。英伟达明确表示，通过认证不替代站点级工程，也不意味着站点级稳定性。 这份认证的分量，需要放在AI数据中心用电需求的背景下理解。随着Agentic AI时代的到来，GPU集群在毫秒级窗口内从10%功耗拉升至满负荷，任务结束后瞬间回落，形成极强的阶跃式电力脉冲。一个100MW的智算中心，电网负荷可能在瞬间出现数万千瓦的暴涨暴跌。传统UPS和柴油发电机根本跟不上这种节奏，储能系统从"辅助角色"变成了AI工厂电力架构的核心组件。 英伟达在2026年5月发布的《BESS Self-Qualification Guidelines》中，将认证边界牢牢卡在交流侧，核心考核对象是储能变流器（PCS）的控制能力，而非电池容量、电芯化学体系或直流侧拓扑。这意味着"堆电池"的思路完全失效，真正的门槛在于控制系统的动态响应精度。 认证要求被量化到了极致严苛的程度。10项核心准入指标包括：孤岛模式自主稳定运行、AI负载自适应缓冲与动态响应、分级多模态电流限值保护、高低电压故障穿越、动态无功支撑、并离网无缝平滑切换、黑启动、高精度远程遥测遥控、控制环路动态畸变抑制、需求侧响应实时执行。电压电流测量精度必须控制在±0.2%以内，频率误差不超过±0.01Hz，通道间时间同步低于1毫秒。测试采用"硬件实测+电磁暂态仿真"双轨验证，涵盖12项全工况测试，强制要求SCR=2极限弱电网仿真，24小时SOC净漂移不超过±5%。 除了技术门槛，商业化审核同样苛刻。企业必须披露过去12个月PCS真实出货数据、最大单次部署规模，提交未来24个月产能提升10倍的可执行计划，完整披露核心元器件单一货源及替代方案，设备设计寿命MTBF不低于15万小时，出厂需经72小时满载老化测试，平均维修响应时效不超过4小时。 首批三家通过认证的企业，各有其过人之处。日立能源认证的产品为WD4 PCS+电池储能系统，功率5MW，储能容量10MWh，采用液冷PCS与模块化架构，在北美AI数据中心微电网项目中积累了储能并网与系统集成经验。LG新能源认证的是Vertech JF2 2HR/4HR AC LINK，功率5MW，储能容量10MWh，搭载磷酸铁锂电池，采用模块化设计，计划到2026年底在北美建成合计超50GWh的磷酸铁锂电芯产能。特斯拉认证的是Megapack 2XL，功率1.93MW，储能容量3.85MWh，为特斯拉当前主力电网级储能产品，单台集成电池模块、逆变器、热管理及控制系统，得州休斯顿附近的Megafactory年产能已达50GWh。 三家企业的共同点在于：均在PCS的电网控制算法和构网能力上有长期积累，且在北美市场具备较强落地能力。特斯拉通过Megafactory本土化生产，LG新能源通过密歇根州兰辛工厂布局北美产能，日立能源则依托在北美电网侧的深厚工程经验。 值得注意的是，英伟达官方使用了"At launch"（启动时）的表述，明确更多基础设施和软件类别将随时间逐步推出。这意味着当前三家是首批合格供应商，而非最终名单，后续批次扩容是大概率事件。 但从首批名单来看，中国储能企业集体缺席。这一现象背后有多重原因。技术层面，英伟达的认证体系以北美电网标准（IEEE 2800、ANSI C84.1、NERC可靠性指南）为基准，中国企业在构网型PCS控制算法、极限弱电网仿真验证等方面的积累相对薄弱。市场层面，北美AI数据中心项目对本土供应链和工程服务能力要求极高，中国储能企业进入北美市场的门槛本就较高。商业化层面，24个月产能提升10倍的硬性要求，对多数企业的供应链管理和产能爬坡能力构成了实质性挑战。 不过，中国企业并非完全没有机会。据公开信息，阳光电源、华为数字能源、智光电气等企业已在不同程度上推进AIDC储能适配工作。阳光电源专门成立了AIDC事业部，研发高压直流与构网型储能方案；华为数字能源的全直流源网荷储+800V高压储能系统已覆盖12项测试；智光电气的固态变压器+一体化BESS系统也完成了技术对接备案。 从产业趋势来看，AI数据中心储能正在成为一个独立的千亿级增量市场。研究机构预测，2026年至2035年全球AI数据中心装机规模将以36%的复合增长率高速扩张，至2035年突破1100GW。适配AIDC场景的高压直流液冷储能系统，单瓦价格比普通工商业储能高出30%以上，项目毛利率普遍可达30%至40%。 英伟达的DSX Ready认证，本质上是用算力平台的话语权反向定义能源基础设施的技术标准。它不具行政强制力，却凭借英伟达在全球AI算力生态中的绝对地位，快速成为全球高端储能市场的隐形入场券。对于储能企业而言，游戏规则已经从"拼产能、拼成本"切换到了"拼控制算法、拼系统集成、拼北美落地能力"。首批名单只是开始，真正的淘汰赛才刚刚发令。

9月17日至21日，第23届中国—东盟博览会、中国—东盟商务与投资峰会在南宁举办期间，南宁市推出智慧驾驶小巴载客体验活动，这是广西首次在城市公共道路上应用自动驾驶公交场景。 此次体验分为静态展示和实景试乘两部分。在南宁国际会展中心广场设有展示区，市民可以近距离参观车辆外观和车内设施，通过车载屏幕了解自动驾驶公交从概念到应用的过程。 实景试乘路线为南宁那黄五象路口至南A中心研发基地，单次环线全程约2.5公里，主要围绕南A中心内环、外环线路开展园区接驳，承担园区内的通勤接驳任务。市民可通过"南宁轨道交通"App或微信小程序线上预约，也可在南A中心智慧停靠站点线下扫码预约，选择上下车站点方向、出行时段及乘车人数，预约成功后凭订单页"乘车凭证"即可上车，体验期间无需支付车费，运营时间为每日9:00至18:00。 这款智慧驾驶小巴由南宁汽车集团联合行深智能共同研发，南宁公交集团配合开展道路测试和示范应用工作。车辆搭载智能调度系统，支持自动驾驶、预约乘车、报站等功能，可实现360°全方位感知、自主避障、红绿灯识别，车内显示屏实时显示行驶路线、到站信息和周边路况。每辆车配备安全员随车出行，遇突发事件或紧急情况时可随时接管车辆操控。 去年东博会期间，广西申龙联合PIX推出的L4级无人驾驶智慧小巴RoboBus作为展会官方指定接驳车，在展馆内限定区域提供接驳服务。今年的智慧驾驶小巴走出展馆，进入真实道路环境，完成了从展馆内限定接驳到开放道路常态化运行的关键跨越。 南宁在智慧公交领域的探索不止于此。2024年起，南宁在相思湖高校片区和龙岗片区试点推出"的巴"区域响应式网约定制公交服务，市民通过App预约，后台AI调度系统实时分析需求、计算最优路径并智能派车，实现"车找人"的出行体验，日均服务订单超500单，高峰期破千。2025年2月，南宁公交集团完成DeepSeek大语言模型的本地化部署，成为广西首个实现人工智能大模型自主可控的城市公交运营企业，调度响应速度提升200%。 在无人驾驶方面，南宁目前仍处于示范应用阶段。五象新区已开展京东物流无人车配送试点，兴宁区金仑片区和五象新区核心区投放了L4级无人驾驶清扫车，覆盖18条道路、超30万平方米区域。南宁市交通运输局正在牵头起草智能网联汽车和无人驾驶装备道路测试与示范应用管理实施细则，现阶段暂不实行财政补贴政策，官方认定无人驾驶技术仍处于从道路测试向示范应用转换阶段。 此次智慧驾驶小巴的开放试乘，是南宁在"AI+交通"场景下的一次公开实践，也是广西自动驾驶公交从封闭场地走向开放道路的重要一步。

9月22日，南方电网与宇树科技在广州签署战略合作框架协议，董事长钱朝阳与宇树创始人王兴兴共同见证。 两个月前，南网产融控股刚以战略投资者身份参与宇树科创板IPO，获配约1.36亿元。从资本绑定到战略签约，隔了没几天。 机器人成电网“刚需”？ 电网系统数以万计的一线工人，每天在高空、高压、高危环境中巡检运维，这些岗位招工越来越难。机器狗不怕高压电，人形机器人不怕高空——这不是“替代人”，是“补上人补不上的缺口”。 南方电网在具身智能上的布局比外界想象的深。自研“大瓦特”多模态大模型2.0，是电力行业首款通过中国信通院评测的工业大模型；自研“吠云”机器狗在东莞220千伏变电站单机替代9台传统设备；广州黄埔供电局已实现人机协同巡检，故障识别准确率超90%。 但自研有边界。南网需要外部最强的机器人本体，宇树需要最丰富的真实场景。这场合作的本质，是“最强场景方”与“最强本体方”的握手。 合作并非从零开始 2025年12月，宇树中标南网科技“多足智能巡检机器人II型”项目，首次进入南网采购体系。2026年8月，南网产融控股出现在宇树IPO战略配售名单上，与中石油昆仑资本并列。IPO时双方签订《战略合作备忘录》，约定在电网场景深耕智能化、无人化应用。 9月22日的框架协议，把“探索”升级为“共研、共建、共立、共融”，并增加了共同开拓国际市场的表述。从设备采购到资本入股再到战略签约，南网的目标很明确——在具身智能领域建立长期、深度的技术联盟。 百亿市场已经开闸 今年4月，国家电网内部印发《2026年具身智能发展规划》，计划采购8500台具身智能设备，总投资约68亿元——四足机器狗5000台、人形带电作业机器人500台、双臂巡检机器人3000台。叠加南网和地方能源集团跟进，业内预计全年电力行业具身智能投资规模有望破百亿。 6月，工信部和国资委联合发文，要求央企各选取不少于10个场景开展人形机器人实景实训。电力巡检、变电站运维、高危作业，正是具身智能最刚性的落地方向。 宇树科技的位置很微妙。全球四足机器人市占率60%-70%，2025年人形机器人出货5500台居全球第一，扣非净利润5.91亿元，是行业里极少数既能量产又能盈利的公司。但国网采购名单上还有云深处、智元、优必选、傅利叶。南网这张战略签约，等于给宇树发了一张“优先入场券”。 双方各取所需 钱朝阳提出“标准共立”，这四个字含金量最高——谁参与制定行业标准，谁就在采购体系中拥有定义权。南网不想只做买家，它要做规则的制定者。 王兴兴的诉求同样清晰。宇树2025年营收17亿元，但人形机器人在工业场景的收入占比仍有限。电力行业是它从科研教育和文化表演走向工业刚需的关键跳板。拿下南网的战略背书，等于同时拿到场景、订单和行业信用。 框架协议签了，接下来看落地——联合研发团队何时组建？首个示范项目落在哪个变电站？人形机器人何时真正进入带电作业场景？ 这些问题的答案，将决定这场合作是实质性的产业变革，还是又一次漂亮的“仪式”。

2026年9月21日，华能澜沧江古学（芒康）水电有限公司正式成立，位于西藏自治区昌都市芒康县，法定代表人为郭建文，注册资本56亿元，由中国华能集团、宁德时代两大头部企业共同投资成立。 在股权结构上，华能澜沧江上游水电有限公司（华能集团旗下大型流域水电上市企业华能澜沧江水电股份有限公司（华能水电 600025.SH）的全资子公司）认缴出资49.84亿元，持股89%；宁德时代认缴出资6.16亿元，持股11%。经营范围上，精准锁定水力发电；太阳能发电技术服务；风力发电技术服务；储能技术服务等清洁能源全赛道。 中国华能集团创立于1985年，是以电为核心、多能协同、创新引领、金融支持、全球布局的国有重要骨干综合能源集团，拥有华能国际、内蒙华电、新能泰山、华能水电、长城证券5家上市公司。 华能水电是华能集团水电业务最终整合的唯一平台，是国家“西电东送”主力军，云南省最大的发电企业，云南省内装机规模第一、澜沧江-湄公河次区域最大的发电企业。 宁德时代则以全域增量战略构建零碳能源生态。动力电池使用量连续9年全球第一、储能电池出货量连续5年全球第一、钠电池实现大规模量产。同时通过基金投资新能源产业链、人工智能及具身智能产业应用、科创等领域。 不止于此，携手国家能源集团、中国华能集团、国投电力等央属国企，从电池产业到发电业务，提前布局水电。 早在2025年11月，宁德时代入股国家能源集团大渡河丹巴水电站。总注册资本36亿元，成立国能大渡河（丹巴）水电开发有限公司。其中，国能大渡河流域水电开发有限公司、（四川蜀道清洁能源集团）四川铁能电力开发有限公司、宁德时代分别认缴20.2亿元、12.2亿元、3.6亿元，持股56.11%、33.89%、10%。 丹巴水电站位于四川省甘孜藏族自治州丹巴县境内，是大渡河干流水电规划28个梯级电站的第9个梯级，装机115万千瓦，动态总投资152.73亿元，按计划将于2031年实现首台机组投产。丹巴水电站是《中华人民共和国民营经济促进法》出台后，国内首个通过公开遴选成功引入民间资本的大型水电项目。 2026年2月，宁德时代与华能水电合资成立华能澜沧江（昌都）水电有限公司。总注册资本48亿元，认缴出资5.28亿元，持股占比11%。从昌都到芒康，7个月内，宁德时代与华能水电完成第二度握手。经营范围涵盖水力发电、太阳能发电技术服务、风力发电技术服务、储能技术服务等清洁能源全赛道。 2026年7月，国投电力（600886.SH）公告，控股子公司雅砻江流域水电开发有限公司拟与宁德时代新能源科技股份有限公司合资设立雅砻江牙根水电开发有限公司（分别持股90%、10%，目前尚未成立），投资建设牙根二级水电站。 雅砻江牙根二级水电站是雅砻江中游两河口至卡拉河段“一库七级”水电开发规划的第三级水电站，其上游为牙根一级水电站，下游为楞古水电站。电站总装机240万千瓦，安装4台单机60万千瓦的立式混流式水轮发电机组，预计年发电量约86.45亿千瓦时。项目总投资333.94亿元，总工期101个月，包括工程准备期、主体工程施工期和完建期；预计2035年首台机组投产，2036年全部建成投产。 从时间线看，宁德时代在不到1年内，以10%至11%的参股比例，先后布局大渡河、澜沧江、雅砻江三大流域，快速切入大型水电开发，形成了对西南核心水电资源的网络化布局。

近日、广西、天津、广东、辽宁、江西等地发布开展新一轮机制电价竞价的通知。 9月9日，广西电力交易中心发布关于开展2027年度广西增量新能源项目机制电价竞价登记的通知，项目登记范围包括2025年6月1日后已投产、计划2027年12月31日（含）前投产（含2025年6月1日之前未全容量并网项目）、且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。2026年度已登记的项目，如需要参与2027年度机制电价竞价，也需按要求重新登记。 竞价申报主体例外情况：源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目中的新能源项目不纳入机制电价执行范围；2025年6月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏均不纳入机制电价执行范围。上述类型项目不纳入登记范围。 2026年9月15日08:00至2026年9月30日18:00开展增量项目正式登记。 9月9日，天津市发改委发布关于2026年度增量新能源项目机制电量竞价工作有关事项的通知，2026年度机制电量总规模为40亿千瓦时，若参与竞价的新能源项目申报总电量未达到50亿千瓦时，自动将机制电量总规模按照申报总电量的80%进行调整。竞价上限为0.32元/千瓦时，不设置竞价下限。机制电价执行期限为10年。 9月11日，国网天津电力公司发布《天津市2026年度增量新能源项目机制电量竞价组织公告》。2027年12月31日以前全部建成投产(全容量并网，后续不再新增并网容量)的风电、光伏项目(包含此前未纳入过机制执行范围的增量风电、光伏项目)。其中，分布式项目可委托竞价代理商代理参与竞价。同一场次中，同一分布式项目只可选择一家代理商。分布式竞价代理商应为在电力交易机构完成注册、公示且具备交易资格的售电公司，并与分布式项目主体签订委托代理协议。每个分布式竞价代理商每次竞价代理总电量不超过当年竞价电量总规模的2%。 9月14日，广东电力交易中心发布关于开展广东省增量新能源项目机制电价竞价登记的通知（广东交易〔2026〕273号），竞价登记主体范围包括在2025年6月1日之后投产、已完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目。尚未投产、但项目投资主体承诺于当期竞价月起未来12个月内投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目。 2025年5月31日（含）前全容量并网的存量新能源项目按照《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的实施方案》（粤发改价格〔2025〕263号）要求执行，不属于竞价注册登记主体范围，不参与机制电价竞价。集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电价竞价。2025年新能源项目机制竞价已入选的项目无需重新参与机制电价竞价。 自2026年9月14日起，符合条件的项目投资主体可登录“广东电力交易系统”，或在微信搜索小程序"广东电力交易中心"办理竞价登记。 9月20日，辽宁省发展改革委发布关于2027年新能源增量项目竞价有关事项的通知，竞价申报主体包括2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网，且未纳入过机制执行范围的新能源项目。包括集中式风电（含陆上风电和海上风电）、集中式光伏项目、分散式风电、分布式光伏项目。 本次竞价纳入机制的电量总规模为53.08亿千瓦时。其中，风电为39.56亿千瓦时，光伏为13.52亿千瓦时。风电、光伏竞价上限均为0.3元/千瓦时，竞价下限均为0.18元/千瓦时。本次竞价，暂不考虑分布式光伏项目聚合后参与竞价。 9月21日，江西省发展改革委发布关于2026年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知，机制电量总规模为40.80亿千瓦时，其中，风电为11.55亿千瓦时，光伏为29.25亿千瓦时。竞价上限风电、光伏均为0.379元/千瓦时，竞价下限风电、光伏均为0.24元/千瓦时。通知提到，为简化竞价程序，减轻竞价主体参与负担，取消履约保函有关规定，新增全容量并网承诺书作为考核依据，按照承诺书要求进行考核。

虚拟电厂从前两年的“万亿市场”概念火热，到今年的逐步落地，感觉整个行业慢慢进入到理性阶段。这个转变其实是从2025年4月份，发改能源〔2025〕357号下发开始，357号文的核心要点之一，就是坚持虚拟电厂市场化，并为虚拟电厂主体进入电能量市场和辅助服务市场明确了路径。2025年6月，广东省电力交易中心发布了《关于发布广东虚拟电厂参与电力市场的相关细则的通知》（广东交易〔2025〕152号），包括广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则，以及广东虚拟电厂运营管理实施细则，是国内最早发省级虚拟电厂运营管理细则的省市之一。经过了1年的新规则运行后，广东虚拟电厂运营商有哪些特点？这里我们基于公开的各类信息，做个宏观分析。申明：由于存在信息不全、公示、异议等各种情况，数据可能不准确；部分数据和分析由AI做出，也可能存在误差，所以本分析仅供参考。 进展批次与结构从 2025 年 9 月首批公示到 2026 年 6 月第九批，广东用九个月放出 77 张虚拟电厂运营商牌照，但节奏是明显的前重后轻。前四批（2025 年 9—12 月）几乎月月一批，且越放越多：前四批分别是10、9 、12 、16 家，四个月累计 47 家，占全部的六成。这是典型的政策窗口开启期——细则刚落地，存量售电商、发电集团、聚合商集中申请。2026 年之后节奏陡然收敛：第五批 13 家、第六批 9 家，到第七批只剩 1 家（广东粤博售电，还经历了异议核查），第八批 5 家、第九批 2 家。最近三批合计 8 家，不到前四批的两成，说明想拿牌照的基本都拿到了，准入的"抢跑期"已经过去。主体结构也随批次一路迁移。第一批是"国家队检阅"——10 家里 8 家央国企，南网、华能、中广核、粤电、广汽全数在列，示范意义大于市场意义。第三批开始民营主导（12 家中 9 家民营），售电商、充电桩、负荷聚合商密集涌入。第四批是跨界高峰——16 家里 8 家地方国企，首次出现地方平台（广东省交通开发、阳江城投）和设备商（东莞市开关厂、珠海派诺），其中 7 家是为做虚拟电厂才新拿的售电牌照，跨界玩家入场最集中的一批。第八批则明显回到央国企：5 家里 4 家是发电主体（国家电投、广州发展、中广核、海尔光伏），时间点正好跟在 2025 年 12 月首批发电类虚拟电厂参与现货交易之后——补的是"发电类 VPP"这条线。一句话总结：名录扩张已进入平台期，竞争重心正从"抢牌照"转向"拼聚合能力和运营收益"。 所处行业分布77 家运营商的行业结构如下：发电公司 22 家、售电公司 20 家，合计 55%，构成绝对主体——前者带着新能源场站和独立储能，后者带着零售用户池，两类都是天然的聚合起点，也解释了为什么早期批次几乎被它们包圆。丰富的生态是在长尾。其中非电的能源企业 8 家（燃气集团为主，港华、深燃、新奥）、设备商 6 家、EPC 6 家、充电桩 4 家、地方平台 3 家——这 27 家跨界主体占了三分之一，且高度集中在后几批。它们的共同点是离客户和负荷侧更近：燃气集团握着工商业用户和分布式光储，设备商握着电池和电表数据，充电桩企业握着可中断的充电负荷，地方平台握着交通、城投这类天然的柔性场景。它们进入虚拟电厂，是原有业务的延伸，更是对综合能碳业务的多元化尝试需求驱动。最值得注意的反而是专业负荷聚合商，或者算法驱动型资源聚合公司只有 4 家（原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰科技），占比 5%。这说明广东虚拟电厂的主流路径不是"独立第三方聚合商"，而是"存量资源持有方顺手把资源接进来"。纯技术型或者算法型公司没有资源禀赋，只能靠算法和运营能力破局，短期内很难跟资源方正面竞争，这也是国内 VPP 商业模式的普遍困境。 注册资金77 家合计注册资本 262 亿元，但中位数只有 1.33 亿、均值却高达 3.4 亿——典型的头部偏移，少数巨头拉高了整体。头部 7 家（占9%的数量）占据 58% 的资本——广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿、南网储能 14 亿、华能广东 11.9 亿、穗开电业和广汽能源各 10 亿。尾部 18 家（占23%的数量）加起来只有 3.4 亿，占资本总量 1.3%，全是负荷聚合商和轻资产售电商——华工能源、中核汇能（广东）各 1000 万，原力众合 1295 万。这恰恰印证了前面的判断：广东虚拟电厂的主流玩家是用资本堆出来的资产持有方，专业聚合商靠算法和运营能力入场，在资金实力上肯定不如资产方。 企业身份分析国资 35 家（45%）、民营 40 家（52%）、外资/港资 2 家。 数量上民企过半，但注册资本完全是另一幅图景：国资 209 亿，占 80%；民营 40 家加起来只有 49 亿，占 19%。 民企平均一家 1.2 亿，国资平均一家 6 亿，差了五倍。国资内部还有个反常识的点：真正的资本主力不是央企，而是地方国企。央企 11 家只有 44 亿（中核汇能广东才 1000 万、中广核广州 2.1 亿——央企的省级平台公司普遍是"壳"，钱在集团层面调配）；地方国企 24 家却有 165 亿，广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿全在这一档。广东虚拟电厂的资本底盘，是广州、深圳、东莞这些地方国资撑起来的。行业切开看，分工非常干净：电网公司 4/4、地方平台 3/3 全是国资；发电公司 15/22 国资——重资产、需要牌照和政府关系的环节，一家民企都挤不进去。反过来，负荷聚合商 4/4 全是民企，售电公司 18/20 是民企——轻资产、拼算法和客户运营的环节，国资基本不碰。这是一条清晰的分界线：国资占资源，民企占接口。 谁能把两头连起来，谁就掌握了虚拟电厂真正的价值。 新能源行业玩家按主营业务落在光伏/风电、储能、新能源汽车充换电三大赛道的口径筛，77 家里有 29 家（38%）以新能源为主业，是虚拟电厂运营商中最大的单一来源。这不意外——虚拟电厂的本质是聚合分布式资源，而这些资源正握在新能源玩家手里。内部结构却略有失衡：光伏/新能源发电 19 家，储能为主有 4 家，充换电 6 家。19 比 4 的悬殊说明，当前广东聚合的仍以"发电型"分布式资源为主——中广核、中核汇能、广州发展这类新能源电站运营商，加上海尔光伏、保碧、晶正、泰集速维这批分布式光伏投资/EPC。而真正提供调节能力的储能侧太薄：只有南网储能、鹏辉、新巨能、华核 4 家。这与广东 2025 年 12 月首批入市的发电类虚拟电厂是同一逻辑——先把光伏聚起来平抑出力波动，储能和负荷侧的调节价值还没被充分定价。另一个特征是民营占比 41%（12/29），远高于全样本的 40% 且集中在光伏 EPC 与充电桩。新能源是民营主体进入虚拟电厂最主要的通道；反观储能赛道，4 家里 2 家是国资背景，重资产属性让民营难以独立入局。 资源禀赋与入场时机根据广东的交易规则，售电牌照和虚拟电厂牌照是同时取证的，也就是去的虚拟电厂牌照时默认就获得售电牌照，售电公司可以延伸申请虚拟电厂牌照。我们根据SD编号（售电公司牌照编号）的排名，和XN编号（虚拟电厂牌照编号）的对比分析，把 77 家按售电牌照取得的先后拆成三段——老牌（SD≤300）21 家、中期 32 家、近期新取牌（SD>800）24 家——再看各行业内部的构成，分化极为清晰。最近一年里同时获得虚拟电厂+售电牌照的主体：设备商 6 家里有 5 家（83%），地方平台公司 3 家里 2 家，能源企业和 EPC 虚拟电厂运营商也有一半企业是这种情况。这些主体本来跟电力交易毫无关系：东莞市开关厂做开关柜，广东省交通开发管高速公路，广东晶正做分布式光伏工程。他们代表着各自主营行业-新能源业务-电力交易-虚拟电厂参与交易这个路径延伸的探索者。反过来看售电公司这一类，20 家里 19 家是存量老玩家，也就是售电牌照早于虚拟电厂牌照1年以上去的，新面孔只有 1 家。这不难理解：纯做售电早已不是能吸引新进入者的赛道，反倒是虚拟电厂给了售电公司一个延伸交易方向的机会。结论是，广东虚拟电厂的增量玩家，不是从电力交易市场里长出来的，而是从负荷侧和资源侧倒推进来的——谁离可调节资源近，谁就有底气玩虚拟电厂，顺带拿一张售电交易牌照。 小结 一、扩容已进入平台期。九个月九批共 77 家，但前四批（2025年9—12月）就放出 47 家，占六成；最近三批合计仅 8 家。想拿牌照的基本都拿到了，竞争重心从"抢准入"转向"拼运营"。 二、售电资质是通行证，不是业务。 广东要求 VPP 运营商必须先具备售电资质，77 家全部持牌。但其中 24 家（31%）是 2024 年后才办的售电牌照，最极端的 5 家，两张牌照几乎同日到手。 三、行业结构：发电+售电占五成半，跨界主体占三分之一。 发电 22 家、售电 20 家构成主体；但能源、设备商、EPC、充电桩、地方平台合计 27 家，且集中在后几批。它们的共同点是离负荷更近——手里有柔性资源，比有交易牌照更值钱。 四、专业负荷聚合商只有 4 家，占比 5%。 原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰，注册资本中位仅 1647 万，全场最轻。广东 VPP 的主流路径不是"独立第三方聚合"，而是"资源持有方顺手把资源接进来"——纯技术型聚合商很难跟资源方正面竞争。 五、国资占资源，民企占接口。 民企 40 家、数量过半，但注册资本只占 19%；国资 35 家握着 80% 的 262 亿资本，且主力是地方国企（24 家、165 亿）而非央企。电网、地方平台、发电几乎全是国资，负荷聚合与售电几乎全是民企。谁能把这两头连起来，谁就拿到了虚拟电厂真正的价值。 六、名录有进有出，且外省民企正在"入粤淘金"。77 家里有 6 家是省外主体——合肥原力众合、北京龙德缘、温州泰集速维（正泰系）、四川安展、苏州保碧（碧桂园创投系）、青岛海尔光伏，全部是民企。它们在广东既无电厂也无电网关系，靠的是把外省练过的聚合技术、户用光伏渠道、储能产品搬进广东现货市场——广东成了全国 VPP 玩家的试验场。 另一头，名录也开始出清：比如某家地方新能源公司，如今已同时从虚拟电厂在册名录和售电公司目录中消失——官网在册 76 家、公告累计 77 家，差的正是这一家。 这提醒一件事：牌照拿到了不等于留得住，广东的 VPP 名录是动态的，运营不达标一样会被清出去。

风电行业的固有认知中，风机20-25年的设计服役年限，一直是行业默认的标准配置。长期以来，业界普遍陷入“寿命越长、设备越优、投资越值”的惯性思维，将超长服役周期作为风机设计、制造和项目投资的核心优势。但随着风电技术进入高速迭代期，这套沿用多年的标准体系，已经逐渐跟不上产业发展的节奏。 行业资深观点提出者球哥提出全新行业论断：风机最优服役周期并非20-25年，15年才是适配当前技术迭代、成本控制、收益平衡与产业可持续发展的黄金寿命。缩短风机设计服役年限，不是行业倒退，而是风电产业从规模化扩张走向高质量发展的必然升级。 一、行业悖论：技术高速迭代，风机寿命标准严重滞后 过去二十余年，中国风电产业完成了跨越式迭代，实现了从无到有、从小到大、从弱到强的蜕变。20年前，国内风电市场以MW级小容量风机为主，机型技术稚嫩、发电效率偏低、设备稳定性不足；而如今，10MW级及以上大容量、高智能化风机已成行业主流，风机发电效率、适配性、智能化水平实现了质的飞跃。短短20年，风电装备技术完成了数轮颠覆性升级，迭代速度远超行业最初的预判。但与之矛盾的是，风机设计寿命标准始终停留在20-25年，老旧标准与高速迭代的技术体系形成严重错配，成为制约风电场提质增效、产业良性循环的隐形瓶颈。 当前行业已经用实际行动印证了旧标准的局限性。近年来，风电“以大代小”改造政策全面落地，国家能源局《风电场改造升级和退役管理办法》明确鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级，替换老旧小容量机组，这一政策导向恰好契合了15年风机服役周期的核心逻辑。大量运行满15年的风电场，即便设备未达到20-25年的设计寿命，也纷纷启动技改替换，核心原因并非设备彻底报废，而是老旧机组的综合价值已经彻底透支，持续服役反而会拖累整体收益。 二、长寿命标准双重痛点：低效运营叠加资产残值桎梏 运行满15年的老旧风机，普遍陷入“效率递减、成本递增”的双重困境，这是行业普遍面临的现实痛点。一方面，受早期技术局限影响，老旧风机叶片气动效率、发电转化率远不及新一代机型，同等风资源条件下，发电量显著偏低，风资源利用率持续走低；另一方面，经过15年的高强度运行，风机齿轮箱、轴承、控制系统等核心部件老化严重，设备故障率逐年攀升，运维检修频次、耗材更换成本、人工运维费用持续增加。双重因素叠加之下，老旧风电场的度电成本不断上升，投资收益率逐年下滑，原本优质的风电资产逐步沦为低效资产，严重制约风电场的长期运营价值。 除此之外，传统20-25年长寿命标准还衍生出行业长期无解的资产残值难题：当前大量风电场选择15年进行“以大代小”技改升级，但设备账面折旧、资产残值依旧按照20-25年标准核算，提前退役替换会导致企业面临大额账面资产残值无法核销、固定资产处置亏损、财务报表承压等问题，极大制约了风电场技改更新的积极性。 三、15年黄金周期：降本增效，彻底破解财务与运营困局 反观20-25年超长寿命设计标准，本质上造成了严重的性能冗余与成本浪费，是风电产业长期存在的结构性问题。为了满足20-25年的超长服役要求，风机制造环节需要在材料选型、结构设计、部件强度、安全冗余等多个维度加码配置，大幅提升了风机的设计门槛和制造成本。大量核心部件按照超长期服役标准设计，参数冗余、强度过剩，多出的5-10年寿命储备属于完全无效的性能叠加，无法转化为发电收益，只会持续抬高设备造价、项目初始投资与固定资产投入。结合行业测算标准来看，相较于20年寿命设计机型，15年精准服役周期的风机可实现整机综合成本（单位功率）下降10%-15%，涵盖主材、结构件、冗余系统、检测验收等全链条成本优化。传统20年寿命风机的冗余设计，让大量无效成本长期沉淀在风电项目中，既加重了开发商的投资压力，拉长投资回收期，也制约了风电平价上网后的盈利空间与行业规模化降本进程。 将风机设计寿命优化至15年，球哥认为其首要核心价值就是精准去冗余、降本增效，重塑风电场盈利模型，同时从根源上解决风电行业技改升级的资产残值痛点。为了清晰直观呈现两种服役周期的优劣，我们通过固定测算模型，对比15年与20年寿命风机的全周期核心运营数据，所有参数严格贴合预设行业标准，真实反映产业实际差异。 从具体运营逻辑与财务逻辑来看，传统20年服役模式存在双重核心短板： n一是运营收益短板，风机前15年为高效稳定运行期，最后5年全面进入设备老化高发阶段，核心部件磨损加剧，运维成本逐年递增30%以上，发电效率持续衰减，直接拉低项目全周期整体收益； n二是资产财务短板，行业现行“15年技改、20年折旧”的错配模式，让风电场在实施以大代小时必须直面大量未折旧完毕的账面残值，设备提前退役造成固定资产减值亏损，成为很多企业不敢轻易技改、不愿更新设备的核心财务顾虑。 15年全高效服役周期模式，实现了运营周期、技术迭代周期、财务折旧周期的三重统一，既彻底规避了风机后期低效、高耗、高故障的亏损周期，保障风电场全程稳定满发，也完美解决了资产残值难题。风机15年到期更新，账面资产同步折旧完毕，无残值遗留、无财务亏损、无需承担提前退役的资产减值压力，让“以大代小”技改升级从财务层面完全合理化、常态化。同时，15年一轮的设备更新轮回，可在同一优质风资源片区快速完成技术迭代，用新一代大容量、高适配、智能化风机替换老旧机组，稳稳实现发电量、收益率双提升，让风电资产始终保持优质盈利状态。 更重要的是，15年服役周期能够加速技术迭代落地，最大化挖掘风资源价值。风电产业的核心竞争力在于技术创新，而超长的设备服役周期，会导致大量老旧低效机组长期占用优质风资源、土地资源和电网接入指标，新技术、新机型无法快速落地应用，严重制约行业技术升级速度。我国优质风电资源区域有限，早期投产的风电场大多占据优质区位，但老旧机组发电效率低下，造成优质资源严重浪费。 推行15年风机固定更新轮回机制，能够彻底盘活存量风资源，打破老旧机组长期低效占位的行业痛点，让优质风资源每15年完成一次全方位技术升级。不同于20年周期滞后迭代的模式，15年短周期迭代可快速落地“以大代小、以新换旧”，依托新一代风机的技术优势，在同等风资源条件下实现发电效能跨越式提升，最大化挖掘区域风能价值。这种常态化迭代模式，让风电技术创新不再受老旧设备桎梏，快速完成商业化落地应用，形成“技术迭代—成本下降—效率提升—市场扩容”的正向产业循环，为行业持续降本增效提供核心支撑。 四、周期革新赋能产业：构建风电长效高质量发展生态 从产业全局量化维度来看，15年最优寿命标准彻底改写了行业发展节奏，相比传统20年长寿命模式，在产业产值、技术迭代、资源利用率、市场稳定性上实现全方位升级，构建出可持续、稳循环的高质量产业生态。过往20-25年长寿命标准，设备更新周期过长，直接导致行业市场呈现“投产即沉寂、二十年一轮换”的断层式发展格局：新项目集中投产时市场短暂火热，后续十余年存量市场几乎空白，制造企业产能利用率大幅波动、研发投入节奏紊乱，前沿技术迭代成果无法快速落地，产业整体增长乏力、产值释放有限。在20年寿命体系下，单一风资源片区20年仅能完成一次设备更新，技术升级严重滞后，优质风能、土地、电网资源长期被低效机组占用，产业发展只能依赖新增地块扩容，存量资产价值完全无法激活。 而15年固定服役、轮回更新的模式，打造了“增量扩容+存量迭代”的双轮驱动格局，大幅激活产业增长潜力。从产值维度来看，同样60年的产业周期内，20年寿命机型仅能完成3轮更新迭代，而15年寿命机型可完成4轮全新升级，常态化的设备替换需求，让风电装备制造、技改运维、回收再利用产业链持续放量，长期产业总产值显著高于20年长寿命模式。稳定的15年更新周期，让风机企业拥有持续、可预判的市场需求，无需依靠行业政策红利短期爆发，能够稳定投入核心技术研发，持续优化机型、压缩成本、提升效率，形成“降本—增效—迭代—扩容”的正向闭环。同时，每15年一轮的设备换新，让优质风资源持续匹配最新技术、最高效机型，叠加单场发电量5%-10%的提升、项目收益率5%以上的增长，全国风电存量资产的整体盈利水平、资源利用效率将持续攀升，倒逼风电产业从粗放式资源扩张，转向精细化技术增值、高效化产能释放，带动上下游零部件、运维服务、绿色回收等配套产业稳步发展，构建长期稳定、持续增长的风电产业生态。 当下，风电产业已经告别野蛮生长的规模化时代，进入提质增效、精细化发展的新阶段，行业评判设备优劣的标准，早已从“谁更耐用、寿命更长”转变为“谁更高效、更低成本、更适配技术迭代”。20-25年的超长风机寿命标准，是风电技术萌芽期的产物，已经无法适配当下高速迭代、提质降本的行业需求。 15年风机服役周期的核心价值，不在于缩短设备使用时间，而在于破除技术迭代桎梏、消除无效成本浪费、解决资产残值痛点、激活存量资源价值、稳定产业发展节奏。对于风电场而言，既守住了长期收益率，也打通了以大代小的财务障碍，让设备更新无残值亏损顾虑；对于制造产业而言，是持续技术创新的核心动力；对于整个风电行业而言，是实现高质量、可持续发展的关键突破。未来，风电行业需跳出“寿命越长越好”的固化思维，以15年黄金服役周期为导向，重构行业标准体系，让风电产业在持续迭代升级中释放更大绿色能源价值。

今年以来，伴随着政策面的不断加码，114号文的发布补齐了顶层设计层面的价格机制，压缩空气储能在大容量、高效率、人工硐室方面已经开始商业化验证，氢能进入了国家和各省“十五五”规划纲要，工信部、财政部、发改委三部门启动了氢能综合应用试点工作，长时储能越来越成为行业热议的焦点话题。 01 对高比例新能源电力系统中长时储能的认识 我国电力系统正在经历深刻的结构性变化。目前，国际上公认的判断标准是：新能源发电电量占比超过15%，新能源出力的功率占比超过50%，就是进入高比例新能源电力系统的表征。这一经验性笼统的判断门槛，意味着新能源已经从补充性电源转变为主体性电源之一，系统运行方式将发生根本性改变。 我国新型电力系统发展蓝皮书，是国家能源局融合了电网企业、发电企业、电力智库、装备制造企业等全行业的意见公开发布的，是指导未来电力系统发展的纲领性文件，划分新型电力系统的三个阶段分别为加速转型期、总体形成期、巩固完善期。理解这三个阶段，对于我们准确把握长时储能的发展节奏至关重要。 加速转型期，也就是从现在到2030年前后，系统对储能的需求以日内调节为主。这个阶段，新能源装机占比在40%到50%之间，电量占比在20%到30%之间，系统需要的储能时长主要是2到4小时的短时储能，以及部分4到8小时的日内长时储能。当前磷酸铁锂电池的2小时、4小时系统，基本能够满足这一阶段的调节需求。 大约2030年后，进入第二阶段，也就是“总体形成期”，跨日的长时需求开始产生。当新能源电量占比超过30%甚至35%时，天气变化导致的多日连续低出力或高出力情况将频繁出现。这时，仅靠日内调节已经不够，需要能够实现8小时以上甚至24小时、48小时连续放电的长时储能来应对跨日波动。 大约2045年后，进入第三阶段，也就是“巩固完善期”，跨季的需求会出现。当新能源电量占比超过50%时，春夏秋冬的季间性差异将成为主要矛盾，这也是经济性方面的需要，此时并网的新能源可能有大量、甚至超过40%的电量无法经济地被电力系统实时接纳。风光资源好，新能源大发的时段可能负荷需求不会激增；迎峰度夏度冬时负荷高，但可能出现连续静稳无风的极端情况。这时候需要能够实现数周甚至数月级别的跨季节储能，将多余的电量转移到需要的季节使用。 这三个阶段的划分告诉我们一个重要的结论：长时储能不是一个笼统的概念，不同时长对应不同阶段的需求，也对应不同的技术路线和经济性要求。 对比前述三个阶段的定量指标，目前我们已经进入了“加速转型期”阶段，在最能突出挑战的新能源发电量占总发电量比例上，从2025年开始就在25%附近波动；在新能源出力功率占比上，部分典型省份如青海、云南等从2025年开始已多次突破60%，个别时段甚至接近90%，挑战前所未有，凸显系统调节能力与灵活性资源建设的紧迫性。 这里还要强调的是，“因地制宜”这一原则对于长时储能的发展至为重要。 从对于长时储能三个特点的认识开始。第一个特点，功率和能量解耦，这是长时储能最显著的技术特征。与锂离子电池不同，物理类长时储能技术，如压缩空气储能、液流电池、氢储能，其功率单元和能量单元是独立设计的。功率单元决定充放电速率，能量单元决定存储时长。这意味着，在增加存储时长时，只需增加能量单元的投资，功率单元可以保持不变，边际成本相对较低。这对于需要长时间放电的应用场景来说，具有天然的经济性优势。 第二个特点，技术路线的成本、效率领先是一个普遍需求，提供电力系统需要的稀缺功能是加分项。无论是哪种技术路线，要在电力市场竞争中立足，都需要实现有竞争力的成本和可接受的效率，电力市场的全面推进也将对系统需要的稀缺功能合理定价。但目前很多技术路线在评价时，往往过于关注单一的转换效率指标，现有价格机制下的价值，而忽视了全价值链条的综合效益，以及未来稀缺功能的价值。压缩空气储能、热能和氢能燃烧发电可以提供有别于其他储能方式的稀缺价值，在后面将会展开论述。 第三个特点，新能源消纳和储能本质上都是电力系统整体经济性的问题，不能脱离系统经济性谈技术路线选择。在什么条件下，消纳比弃电划算？在什么条件下，储能比新建输电通道划算？在什么条件下，长时储能比短时储能更优？这些问题的答案都取决于经济性的综合因地制宜比较。 关于“因地制宜”的重要性，来源于电力系统对长时储能的需求。需求的测算要根据不同省份的电源装机总量、结构、出力特性，负荷总量和负荷特性，省内电网网架和跨省区输电通道的输电约束，调节资源的总量和调节特性，综合燃料成本、环保、双碳等经济性和政策性约束，考虑安全稳定标准和经济性，基于现状和规划数据进行生产模拟、安全稳定仿真计算得出系统性结论，结论还要考虑对建设节奏变化的动态适应性，和电力系统适度超前经济社会发展的前瞻性要求，影响因素众多。另外，各种时长储能的有机配合也是经济性的重要体现方面，不同省份都存在显著差异，这些差异决定了长时储能的技术路线、规模和布局的选择，因此各省份长时储能的建设规模、技术选型、时长需求、投运节奏和价格机制必须“一省一策”。 举例来说，西北地区风光资源丰富，但本地负荷有限，特高压外送通道能力有上限，这种情况下，在送端就地制氢并通过输气管道外送，可能比强迫电力外送更加经济。而在东部沿海负荷中心，利用退役火电的厂址、送出线路和热力管网，发展绿氢发电提供惯量支撑，可能是比新建输电工程更加经济的选择。所以在规划长时储能时，必须充分考虑“源网荷储”全要素的时空匹配，避免“拍脑袋决策”的情况发生。02 长时储能助力新能源非电利用的战略意义 从2025年开始，国家能源局多次提出要促进新能源消纳，拓展新能源的非电利用途径，坚持电与非电并重。这个导向在后面发布的一系列文件中都在具体体现，目前长时储能的热度也和此强相关。 1. 电能、热能和氢能特点分析 联盟秘书处的学习体会是，电能作为未来能源系统的核心和枢纽，将发挥不可替代的作用。但电能不是唯一的能源形式，电转热、电转氢等多种二次能源形态与电力之间的相互转化，将是实现能源系统整体优化的关键路径。长时储能正是实现这些转化的核心技术支撑，下面具体分析不同能源形式的特点： 电能的特点是日内短时高效转换，空间上可以实现1000、2000、3000公里的远距离经济输送，是目前最优质、最灵活、基础设施最完善的二次能源利用形式。在新型储能方面，锂离子电池技术的发展一枝独秀，技术水平和成本控制近些年有了大幅进步，转换效率达到90%以上，在短时储存赛道优势明显。在电力输送方面，特高压直流输电已经相当成熟，数千公里的输送损耗控制在较低水平。 热能的特点是适宜就地应用，远距离运输在经济上是低效的。在存储方面，热能可以实现日内高效存储，最多跨日存储。电热转化的一个显著优势在于，按照焦耳定律，加热的效率可以做到很高，96%甚至98%都不是大问题。但热电转化，也就是把热能再转回电能，在效率上存在物理定律决定的短板。卡诺循环、卡诺定理基本上限定了，在正常工程条件下，热电转换效率在40%左右，通过技术创新可能可以摸到60%的上限，但很难再有突破，这也是热力学第二定律决定的。 然而，我们需要动态地看这个问题。在未来高比例新能源的场景下，当消纳代价越来越大时，原本在经济上不划算的热电转换就具有了可能性。当面对的是即将被弃掉的新能源电量时，其边际机会成本接近于零，此时即便效率只有40%，也是一种有效的资源利用。按照这个逻辑，目前的发展阶段熔盐储热电站会成为一个很好的技术方案，它可以实现电到热的高效转换和存储，再在需要时通过汽轮发电机组将热能转回电能。关于电热转化，早在2013年新能源发展初期，国家能源局就在白城试点了该技术。同时，退役火电改造也会成为热门选择，因为火电厂本身就具备完备的热力系统和发电设备，改造为熔盐储热或直接燃烧绿色燃料发电，利用效率和经济性都具有相当的优势，熔盐储热的技术也是随着近年来光热发电产业链的完善而逐步成熟的。 展望未来，火电可能还将保持相当的规模，但燃料要逐步实现对煤的替代，可能会换成多种绿色燃料。压缩空气储能的实质也是电能转换为压力势能和热量，存储过程中对热能进行了高效利用，在放电时将压力势能、热能重新转化为电能。纯氢燃机属于燃烧发电，是热能转化为电能的一种方式。 氢能的最大特点在于，它具有独立于电能的空间搬运能力。这在电力系统中是稀缺资源。锂电池固定在原地使用，抽水蓄能需要特定的地理条件，压缩空气储能也是固定式应用。而氢能可以通过管道、罐车、船舶等方式，实现数千公里乃至万公里级别的远距离资源配置。这种空间转移能力，使得氢能成为一种优秀的长时储能载体，尤其是跨季节储能。后面会展开详细讨论“电-氢-电”转化的具体问题。 2. 重新审视转换效率问题——边界条件已发生根本变化 电转热再转电、电转氢再转电，效率上一直都被业界所诟病。一个是40%左右，一个是24%左右。放眼整个能源系统，这样的转换效率确实不算高。但在未来高比例新能源的场景下，边界条件正在发生根本性变化，我们需要重新审视、延伸思考这个问题。 第一个变化，是电力市场建设的加快推进。随着电力现货市场、辅助服务市场、容量市场的逐步建立和完善，电力的商品属性正在被还原。还原以后，电力的各方面价值会进行细分。除了传统的电量价值外，原来没有被充分定价的容量价值、辅助服务价值、还有空间属性价值，包括输电权、节点电价等问题，都要被细分考虑。不同时间、不同地点、不同品质的电，其价格可能是完全不同的。所以由此产生的一个深刻的疑问就是：此电是否还是彼电？通过储能转换后，电力的价值和属性都发生了什么变化？如果我们只是简单地用转换前后的电量之比来衡量效率，将可能忽略了一些重要的价值创造。 第二个变化，是新能源电力价值的特殊性。新能源基本上只有电量价值，缺乏容量价值、调节价值和支撑系统安全稳定运行的价值。这是由其出力特性决定的——有风有光时才能发电，系统需要时不一定能顶上。与一个标幺全价值的电力相比，新能源所发出来的电，价值系数可能最低要探到0.5左右了。这个判断的依据是：目前一度新能源电的消纳成本，电规总院、国调、南科院等各机构的分析结论从0.1元到0.3元之间不等，根据不同省份、不同消纳条件而有所不同，新能源自身的发电成本现在最低可以到0.2元左右，加上消纳成本，综合度电成本在0.3元到0.5元之间。从2016年开始，长达十年的时间和国际交流新能源发展经验的过程中，我国电力智库多年来一直排除干扰，坚持用新能源综合成本衡量其真实经济性，目前国际的NGO也终于开始接受此观点，IRENA在2026年发布的报告中也引入了保障性平准化度电成本（Firm LCOE）的概念，表示新能源真正具备“火电替代效应”的硬通货价格，测算结果和上述我国智库的预估相当，度电成本在0.054到0.082美元之间。这样比较下来，新能源电的价值系数在0.5到0.8左右是基本合理的。 第三个变化，是新能源消纳成本的趋势。未来的消纳成本是呈非线性增长的。原因除了消纳本身需要的调峰资源、输电通道等成本外，还有高比例电力电子系统引起的电力系统稳定运行问题也要一起考虑。当新能源出力大幅波动时，系统需要足够的惯量支撑来应对频率变化率，需要足够的调频资源来维持频率稳定，需要足够的无功支撑来维持电压稳定。这些系统稳定运行的成本，随着新能源占比的提高而加速增长。这也是国家能源局提出要拓展非电应用的重要原因之一，与其在电力系统内部花费越来越高的代价去消纳、去维持安全稳定运行，不如跨界融合，探索非电利用的路径，可能整体经济性更好。 第四个变化，是高比例新能源系统利用率的经济性选择。随着新能源发电比例大幅提高，新能源电量利用率一定会降低，这并不是一个技术问题，而是一个经济性问题。构建新型电力系统不是要追求100%的消纳，而是要寻求整体系统成本最优。当在电力系统上采取措施消纳的成本高于弃电成本时，理性选择就是弃掉部分电量。但这部分即将被弃掉的电量，恰恰就是非电应用的机会。有效利用这部分低成本的弃电，才能拿到这个机会窗口带来的经济收益。反之，如果没有非电利用途径，这部分电量就只能白白弃掉。这就为非电利用创造了一个可行的商业模式前提。 第五个变化，是空间搬运能力的稀缺性。对于电力系统来说，空间搬运是一项稀缺的功能。大部分的储能技术都是固定式应用，因为能量密度并不高。抽水蓄能、压缩空气储能不适用于能量密度的范畴，勉强折算的话能量密度是个位数的水平。电化学储能，一公斤电池大约能存储不到250瓦时的能量，固态电池目前技术条件看可达1千瓦时左右，而氢能和氢基化合物的能量密度，则出现了数量级的提升，一公斤氢气本身的热值约合33千瓦时的化学能。氢的体积能量密度虽然不高，但质量能量密度远超电池，如果转化为高压气态、液态，或者甲醇、氨等便于储运的氢基化合物，其能量密度同样远高于其他形式的储能介质，具备远距离运输的基本条件。这种和电力发输配用体系解耦的空间搬运稀缺能力，是氢能区别于其他长时储能技术的核心优势所在。 总结这五个变化，我们会发现：效率问题的传统判断标准，是建立在电力价值同质化、消纳成本可承受、空间搬运可选择这三个隐含假设之上的。但在高比例新能源的新场景下，热能打破了前两个假设，氢能打破了全部三个假设。因此，需要建立新的评价框架，从系统总成本最优的角度，重新认识热能、氢能作为长时储能的价值。 03 氢能在新型电力系统中的应用前景分析 1. 电力系统对非电长时储能的三方面核心需求 氢能的探索，几十年前就开始了。当时出发点是出于对非再生燃料矿产储量的担忧。煤炭、石油、天然气，按照当时的消费速度测算，再用几百年可能面临枯竭，而建立以绿电制氢为基础的能源供应体系，就十分有必要。到今天，虽然随着勘探和利用效率的技术进步，化石能源枯竭的紧迫感有所缓解，但低碳转型和能源安全的需求使得发展氢能的理由更加充分。氢能的应用场景很多，包括电力、交通、冶金、化工等等。本文只关注在新型电力系统中的应用。 新能源发电占主体的新型电力系统对非电长时储能主要有三方面的需求。 第一个需求是时间搬运。需要具备长期存储能耗低、可以非连续稳定工况存储、可以连续长时释放发电、转换效率相对较高等几方面的能力。热能在做好保温的前提下，可以跨日低能耗保存能量，氢能可采取合理的技术路线实现低能耗长期存储。非连续稳定工况存储，指的是储热装置、制氢装置可以间歇性运行，有廉价电力时开机，电力紧张时停机，这种灵活运行模式很适合匹配新能源的波动出力。连续长时释放发电，意味着可以在一段时间内持续稳定发电，提供电力支撑，热能在跨日时间尺度上可以满足需要；煤炭油气资源是大自然经过亿万年生成的对人类的馈赠，氢能可以看作人工制备、缩短制备时间的煤炭油气资源，可以在长达跨季时间尺度上达到同样效果。 第二个需求是空间搬运。需要具备独立的制储输用体系、电力流解耦、缓解电力远距离输送成本压力。独立的制储输用体系，是氢能独有的稀缺能力，不依赖于电网设施，可以通过管道、罐车、船舶等方式独立运输，形成一套并行的能量流网络。与电力流解耦，解决了电力输送受到输电通道容量和电网结构约束的问题。缓解远距离输送成本压力，指的是在超远距离场景下，输氢管道相比特高压输电线路可能具有经济性优势，尤其是在输送能量巨大的情况下。 第三个需求是惯量和阻尼的需要。惯量和阻尼，是新型储能除了低成本电量搬运、多时长电力保供价值之外，第三层面属于保障电力系统安全稳定运行的高等级价值。未来交流电力系统还将存在较长一段时间，在交流系统中，频率的稳定依赖于旋转设备的转动惯量。简单来说，转动惯量就像飞轮的惯性，当系统功率出现不平衡时，旋转设备会自动释放或吸收动能来缓冲频率变化，给控制系统争取响应时间。而阻尼则是系统对振荡的抑制能力，有阻尼的系统在受到扰动后能够较快恢复到稳态。传统火电、水电机组是惯量和阻尼的主要提供者，但新能源通过电力电子变流器并网，基本不提供转动惯量，通过二次控制系统实现的虚拟同步机效果，在海量设备不同控制目标下可能会有负阻尼现象发生，需要进一步的技术进步和迭代发展。随着新能源占比提高，系统惯量水平持续下降，频率安全风险加大，振荡风险加大。这是交流电力系统安全运行的高级需求，而旋转设备是目前最成熟、最经济的惯量和阻尼来源。 这三个需求，分别对应着热能、氢能在电力系统中的不同价值维度。时间搬运对应能量价值，空间搬运对应资源优化配置价值，惯量和阻尼对应系统安全价值。这三个价值叠加在一起，构成了热能、氢能作为长时储能的完整价值图谱。 2. 氢能储运技术的进展与突破 氢能的储运一直是制约其发展的核心难题。氢气密度极低，是最轻的气体分子，这使得它在常温常压下难以经济储存和运输。诺贝尔化学奖得主乔治·奥拉，就是基于这个难题的解决，在2007年提出了甲醇经济的方案设想。甲醇是常温常压液体，可以作为普通危化品管理，储运便利，是氢能的重要载体。液氨则是常温带压或低温不带压的危化品，但同样可以实现高效储运。现在“氢氨醇”一体化项目也是我国氢能发展的热点，这些都属于燃料储氢的范畴。 燃料储氢之外，目前我国材料储氢技术的发展和应用也处于国际先进水平。有机液态储氢和固体材料储氢，现在都已经有试点项目运行，有些甚至已经有了商业应用。这两类技术的共同特点是，都可以实现常温常压储存和运输，从技术特性看，物理危险性比汽油柴油更低，虽然目前还没有相关的规程规范突破，但这意味着它们具备了申请按非危化品进行常规货物管理的可能性，具备政策调整空间。如果未来能够实现非危化品管理，将极大降低储运环节的合规成本和基础设施要求。 从反应过程看，两类材料储氢技术也类似。储氢过程释放热量，是一个放热反应；释放氢气的过程吸收热量，是一个吸热反应。这就产生了一个可以利用的热量耦合机会——在储氢时回收热量用于其他用途，在放氢时利用系统的余热来提供所需热量，可以显著提高综合能效。 具体参数方面，有机液态储氢的质量能量密度相对低一些，脱氢温度大约在200摄氏度，每公斤氢气脱出需要大约9度电的热量输入。稀土基的固态储氢脱氢温度低一些，但质量密度也低；镁基固态储氢的脱氢温度在300摄氏度左右，每公斤氢气需要大约12度电的热量输入。目前技术下材料储氢大体规律是：能量密度低的技术，所需脱氢温度也低，能耗更少；能量密度高的技术，脱氢温度要求更高，能耗也更大。这之间存在一个性能权衡。 需要强调的是，材料驱动的技术经常会带来颠覆性变化。2025年9月，顶级期刊《科学》杂志刊登了一个重要突破：镁基固态储氢电池材料技术的研究取得了关键进展，成功将脱氢温度从300度降低到了90度，同时质量能量密度比达到了7.6%的理想实验室水平。脱氢温度降至90度，意味着很多低品位的工业余热甚至地热都可以用来驱动脱氢过程，能耗成本将大幅下降。同时能量密度达到理想实验室水平，意味着单位重量的材料可以储存更多的氢。当然，从实验室到工程化还有很长的路要走，但如果这项技术未来能够实现规模化生产，对氢能储运领域的影响将是难以估量的。 如果储存60万标方的氢气，采用传统的1.6兆帕球形储罐方案，由于压力限制和单个球罐的容积上限，需要24个大型球罐，占地约40亩。这个规模的占地面积，在靠近负荷中心的火电厂或者工业园区，用地审批和成本都是很大的挑战。再加上带压容器的安全监管要求，建设和运维成本都比较高。而采用有机液态储氢方案，由于是常温常压储存，可以采用大型常压立式储罐，就像储油罐一样。同样储存60万标方的氢气，只需要2个储罐，占地仅4亩左右。10倍的占地差异，在土地资源紧张的东部沿海地区，这个优势十分突出。 总体上，材料储氢技术在空间效率方面的优势是比较突出的，这为它在受端负荷中心、特别是存量火电厂厂址的落地应用，创造了非常好的条件。 3. 负荷中心电力规划的原则与挑战 接下来从我国规划建设交流电力系统的经验和原则进一步展开对空间搬运的需求。京津唐、长三角、珠三角是我国最大的负荷中心，其电力规划需要重点考虑几个原则性问题。 第一个原则，外来电的规模和方向不能过于集中。电力系统规划要考虑安全风险分散的原则。如果一个地区过度依赖某一个方向的外来电，一旦这个方向的输电通道因为自然灾害、设备故障或其他原因发生中断，整个地区的供电安全将面临严重威胁。所以规划上要采取“多方向、多通道”的布局策略。 第二个原则，外来电不宜过于集中在一个线路走廊或者气象区。如果多数输电通道都经过同一个走廊或者同一个气象区域，区域性、共因性的故障风险就很高。比如极端天气可能导致多条线路同时跳闸，系统需要为此储备大量的应急备用容量。 第三个原则，要重点考虑受端电网成环网、加强互济能力。受端电网内部的各个分区之间，需要有足够的联络通道，形成环网结构。这样任何一个分区出现问题，其他分区能够通过联络线提供支援，整体供电可靠性更高。 第四个原则，要同步建设受端支撑电源。不能完全依赖外来电，受端要有自己的本地电源作为电压和频率的支撑。特高压直流馈入后，如果受端电网缺乏本地电源支撑，系统惯量不足，在发生直流闭锁等严重故障时，频率跌落可能触发低频减载甚至引发更严重的连锁反应。 目前我国的负荷中心都是按照这些原则建设的典型案例，形成了四面八方来电的格局，沿海还有大型火电厂作为支撑电源，电网结构也十分紧密，是规划比较完善的受端系统。 4. 远距离输电面临的系统性问题 沙戈荒大基地是近年来我国新能源发展的重点方向。通过特高压通道，将沙漠、戈壁、荒漠地区的优质风光资源转化为电力送到东部负荷中心省份，这是已经明确的国家能源战略。目前全国已经建成和在建的40多条特高压交直流通道，是过去十多年电网建设的重大成就，未来随着新能源基地的进一步开发，可能还会增加到80多条甚至更多。 但对于电力系统来说，远距离大规模的送电，随着输电规模的不断加大，需要的系统支撑成本也是越来越高的，未来将面临五个方面的挑战。 第一个挑战，输电走廊制约。特高压线路需要较宽的走廊，涉及沿线大量的征地拆迁和生态保护协调。随着通道增多，走廊资源日益稀缺，新通道的选址难度和建设成本都在上升。 第二个挑战，受端系统外来电落点选择。特高压直流需要选择合适的落点，接入受端交流电网。落点周边的电网强度要足够支撑直流功率的注入，否则就需要额外建设加强工程。随着外来电规模增大，合适的落点越来越难找。 第三个挑战，火电大规模退役后受端系统的电压支撑问题。随着降碳进程推进，东部沿海地区的燃煤火电机组将逐步退役。这些机组退役后，受端系统面临“电源空心化”的风险——本地支撑电源减少，电压调节能力下降。 第四个挑战，多直流馈入受端系统的安全稳定风险防范。当多条特高压直流密集地送电到同一个受端区域时，交流故障可能引发多条直流同时换相失败或闭锁，造成功率大幅缺额和频率冲击。防范这种风险需要配置大量动态无功补偿设备和足够的旋转备用。 第五个挑战，高比例电力电子系统安全稳定需要旋转设备作为提供转动惯量的基本面问题。这个问题在前面已经详细提到。 这五个问题相互交织、相互影响，构成了一个复杂的系统性挑战。未来，氢能作为二次能源的一种，当其成本逐步下降、与“煤电+CCUS”可比时，通过输氢管道进行能量的大规模空间搬运，则为缓解上述矛盾提供了一个跨界的新思路。输氢管道不占用输电走廊，不经过电力系统调度，直接为受端提供可存储、可发电的燃料，再由受端的旋转设备（燃气轮机或改造火电机组）转化为电力并提供惯量支撑，是协同解决空间搬运、系统安全稳定运行、缓解经济性压力等的可行路径。

7月7日，山东电力交易中心一次性发布三份风险提示公告，分别针对放弃价格封顶用户、年用电量低于0.5亿千瓦时直购批发用户、参与绿电交易的非电网供电主体开展集中预警。 这三则公告分别对应着64家选择不执行价格封顶、5166家直接参与批发市场的用户，以及4家参与绿电交易的非电网供电主体，是监管收紧、分级管控的明确信号，若企业盲目直购、随意取消价格封顶，迎峰度夏期间冲高的现货电价会大幅压缩利润。 一、三则公告透露了什么？ 第一则公告：放弃价格封顶的64家用户 先看零售侧的数据。2026年6月10日至18日，山东电力交易中心组织了7月份的零售合同签订工作，47881家零售用户与290家售电公司完成签约。其中，64家用户选择了不执行价格封顶。 这个数字看起来不大，但每一家放弃价格封顶的企业，都意味着将自己完全暴露在现货市场的价格波动之下。零售合同中的价格封顶条款，本质上是用户为自己购买的“电价保险”。 山东电力市场在极端天气、用电高峰或供需紧张时段，现货价格曾一度突破1元/千瓦时，而低谷期电价又可能跌至几分钱。对于大多数工业企业来说，一旦遭遇电价暴涨，利润空间会被瞬间挤压。这64家用户将在7月份直面这种风险，没有任何缓冲地带。 第二则公告：年用电量不足0.5亿千瓦时的5166家批发用户 第二份公告的覆盖面更广，5166家年用电量不足0.5亿千瓦时的批发用户，其中5046家是非自主批发用户，按照现货市场实时价格结算，120家是自主批发用户。截至2026年5月底，山东电力交易平台注册生效的电力用户总数是60879家。也就是说，超过8%的用户正在或即将直面批发市场的风浪。 非自主批发用户进入批发市场，却没有自主交易的能力，只能被动接受现货实时价格。这种状态下，电价完全由市场供需决定，企业自身没有任何主动管理手段。对于年用电量小、抗风险能力弱的中小企业而言，现货价格的单次剧烈波动就可能造成数倍于正常水平的电费支出。 针对此，公告也给出了明确出路，这些用户可以在每月零售签约窗口期与售电公司签订零售合同，次月起转为零售用户，其持有的后续月份中长期交易合约也会转移至签约的售电公司。专业售电机构能搭配中长期合约与价格封顶套餐，平滑现货电价剧烈起伏，也是监管层面更推荐中小用户采用的购电模式。 第三则公告：绿电交易中的4家非电网供电主体 第三份公告涉及2026年7月月度绿电交易。共有42家售电公司代理248家零售用户，与93家新能源项目完成了绿电交易。其中，4家用户为非电网供电主体。 非电网供电主体的特殊之处在于，它们本身不是终端用电户，而是中间环节——转供电主体。它们参与绿电交易或放弃价格封顶，影响的不只是自己的经营成本，还包括其服务的全部终端商户。如果缺乏终端用户的知情和授权，这类主体的高风险决策实质上是在替终端用户做主，而这正是监管层重点防范的环节。 二、山东零售市场监管的“组合拳”落地 本次公告依据《山东电力市场规则（试行）》（鲁监能市场规〔2026〕27号）、《关于做好2026年下半年全省电力市场建设有关工作的通知》（鲁发改能源〔2026〕423号）、《山东省电力零售市场价格风险防控实施细则》（鲁发改价格〔2025〕872号）三份核心文件的出台。 三份文件明确，将年用电量0.5亿千瓦时以下直购用户、主动放弃价格封顶的企业、参与绿电交易的非电网供电主体三类主体纳入常态化高风险名单，由交易中心定期公示更新。 新规明确，想要放弃价格封顶，企业法人代表必须接受价格主管部门的专题政策培训，同时签署《自愿放弃价格封顶保障知情书》。这个机制是通过制度设计确保企业真正理解放弃价格封顶意味着什么，避免被个别售电公司的低价营销话术诱导而做出不理性的选择。 对于非电网供电主体而言，如果计划放弃价格封顶或参与绿电交易，必须提前取得全部终端用户的书面授权，并同步提交主体知情书、终端商户明细、单个商户出具的专项授权书等三份材料。这样的设计避免了中间环节在终端用户不知情的情况下做出高风险决策，保障了末端用电主体的知情权和选择权。 此外，山东将加快制定省级售电公司专项管理办法，从准入标准、运营规范到退出机制进行全流程规范。同时，对标全国统一电力市场建设要求，优化市场主体信用评价体系，通过信用约束来规范市场行为。这意味着，无论是售电公司还是用电企业，信用记录将越来越成为市场参与的重要凭证。 三、风险已明确，决策需理性 回到7月7日集中发布的三份风险提示公告，透露信号十分清晰，山东电力市场正式迈入风险分级、精准管控的精细化运营新阶段，监管重心从单纯扩大市场交易规模，转向兼顾市场活力与终端中小用户权益保护。 山东现货市场连续稳定运行多年，市场规模持续扩张，但中小用电企业无专业交易团队、负荷调节能力有限、风险测算缺失的短板日益凸显。本次多层级管控措施同步落地，并未限制企业自主选择批发、零售、绿电等多元交易模式，而是通过分级名单、严格授权、信用惩戒设置清晰风险闸门，让市场主体在充分掌握风险信息的前提下自主决策，从制度层面降低企业因信息不对称产生的经营损失。 当前正值迎峰度夏关键周期，现货电价冲高概率大幅提升，省内广大工商业用户应当主动对标高风险清单标准，客观评估自身用电体量、现金流承受能力，理性选择入市交易模式。

5月11日，日本科技投资巨头软银宣布在日本启动电池业务，目标是为日本建设下一代电力基础设施，以支撑 AI用电的深渊巨口。 孙正义这次胃口很大，公司电池业务将采取覆盖从研发到制造的全链条模式，产品包含创新型电池单体和电池储能系统（BESS）。 工厂选址也十分考究，软银选择大阪府堺市原夏普工厂旧址开发的“大阪堺 AI 数据中心”为核心基地，建设 AX Factory 与 GX Factory，GX Factory产出的储能系统可以就近供给并保障数据中心供电稳定性以及提高本地电网承载能力。 软银的战略眼光一向长远，此项计划将逐步覆盖日本国内电网侧应用、工厂及其他工业场景和住宅场景，并着眼于中期拓展全球市场。 通过上述战略，软银希望到2030财年使其日本国内电池业务年收入超过1000亿日元。 时间方面，软银计划在2027财年开始制造电芯和储能系统，并力争在2028财年前后实现年产吉瓦时级规模的量产。 着眼AIDC 在电芯方面，软银剑走偏锋，选择与成立不久的COSMOS LAB 展开合作，目标是共同开发并量产所谓“创新型电池单体”。 这指的是一种由COSMOS LAB 开发的锌卤电池，该电池以卤素基材料作为正极，以锌作为负极，具备能量损耗较低的充放电特性，公司称未来能量效率或将达到或超过锂离子电池水平。 由于创新型电池单体不使用可燃性有机电解液，而是使用纯水作为电解液，从结构原理上避免了起火风险，因此具备较高安全性。 对于AI数据中心这类长时间高负荷运行、用电连续性要求极高且对消防风险极为敏感的场景来说，这种安全属性正是其进入储能系统的关键卖点。 对软银来说，卤素、锌等关键原材料具备一定本土采购和加工基础，有助于增强供应链韧性。这一路线至少提供了一种绕开锂、镍、钴等关键矿产激烈争夺的可能。 软银与 COSMOS LAB 的目标是尽早建立量产技术，并在2027财年前后启动量产。 在储能系统方面，软银已与 DeltaX Co., Ltd. 展开合作，共同开发和制造储能系统。 公开资料显示，DeltaX是韩国一家AI与储能系统双修的科技公司，主要产品包括面向电网侧和工商业场景的DeltaX ESS，它此前已进入SK On储能业务链条，曾负责磷酸铁锂电芯模组设计，配合SK On开拓北美ESS市场。 软银此次选择DeltaX，核心看中的是其在CCS电芯连接系统、CTP技术、高集成度集装箱储能方案，以及AI视觉辅助电池管理和安全监测方面的系统设计能力。 当然，软银发展AI数据中心储能，并不是完全从零重新起步。孙正义的资本版图早已延伸到能源电力领域。 SoftBank Corp. 通过全资子公司 SB Power 开展电力买卖、电力交易中介和供电业务；SB Energy 则在美国开发和运营可再生能源项目。 财报显示，2025财年，软银电力业务收入为2103亿日元，已经具备一定业务体量。 这部分积累，可以与AI数据中心储能形成连接。长期经营电力采购和售电服务，使软银有相当的用户用电数据、负荷管理经验。 按照公司公告，软银还将整合其电力业务中开发的能源管理系统（EMS）。该系统具备基于 AI 的电力需求预测功能，实现充放电的最优控制。 超前嗅觉 软银近两年在AI上的疯狂下注或许将成为未来储能产品落地的消化渠道。 2025年，OpenAI、软银、甲骨文和MGX宣布在美国启动Stargate项目，计划四年内投资5000亿美元建设OpenAI所需的AI基础设施，初始部署规模为1000亿美元；其中软银承担财务责任，OpenAI负责运营，孙正义担任项目董事长。 为了继续支撑OpenAI和AI基础设施投资，软银随后动用债务融资工具，2026年3月获得400亿美元无担保过桥贷款，资金用途包括后续OpenAI投资和一般公司资金安排。 这套烧钱打法还在向海外延伸。路透社5月11日报道称，孙正义正考虑在法国投资最高1000亿美元，重点可能落在生成式AI服务所需的数据中心等基础设施。 软银还在补齐AI落地的硬件和场景拼图。2025年10月，软银宣布以53.75亿美元收购ABB机器人业务，交易预计在2026年中后期完成，这是其强化AI机器人业务的重要一步。 孙正义的投资风格，本质上是用重资本押注未来产业入口。他不追求每一笔投资都安全，而是相信少数超级成功项目足以覆盖大量失败。阿里巴巴让这种方法成为神话，WeWork又暴露了它的另一面。 到了AI时代，孙正义正在把同一套逻辑推向更重资产、更高杠杆的阶段，押注对象也从互联网公司变成了模型、芯片、机器人、数据中心和能源基础设施。 从这个角度看，软银进军电池和储能是孙正义式投资逻辑在AI时代的延伸。 AI离不开算力，也需要稳定、低成本、可调度的电力。软银试图把人工智能、数据中心、储能系统纳入同一套多米诺骨牌中。 不过回头来看。锌卤素电池这条路仍有不小的不确定性，还处在在从“技术验证”向“工程化商业验证”的时期，目前还谈不上已经挑战磷酸铁锂主流地位。 锌溴、锌基混合电池、锌基长时储能等路线已有项目落地，但尚未形成锂电池那样成熟的技术和供应链。美国Eos是这一领域的代表企业之一，已在推进锌基长时储能系统的制造和交付。不过，这家公司仍处亏损中。 现存储能市场的竞争也很激烈，宁德时代、比亚迪、特斯拉等企业已经在电芯、系统和集成能力上形成规模优势。

6月15日，国家发展改革委、工信部等五部门联合印发《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》（以下简称《通知》），明确自2026年起，针对钢铁、电解铝、煤电等九大高耗能行业开展为期三年的节能降碳改造攻坚。 《通知》指出，到2028年底，煤电行业力争提高15个百分点，钢铁、电解铝等8个工业重点行业达到现行能效标杆水平的产能比例平均提高20个百分点，能效基准水平以下产能基本清零，累计形成节能量1亿吨标准煤以上、减排二氧化碳2亿吨以上。 电价政策整合成为本次行动的关键抓手之一。《通知》明确，各地可将差别电价、阶梯电价、惩罚性电价归并为统一的差别化电价，在市场交易电价基础上加价不超过0.1元/千瓦时，加价电费专项用于冲减电力系统运行费用。 电价整合，一把尺子量到底 长期以来，重点行业能源消耗和二氧化碳排放规模大、强度高，是提高能效、压减煤炭、降低碳排放的重中之重。国家发展改革委有关同志在答记者问中表示，有关行业协会测算，目前粗钢、电解铝等行业能效标杆水平产能占比仍不足30%，部分行业有超10%的产能能效低于基准水平，节能降碳改造尚存巨大空间。 所谓能效标杆水平代表行业领先能耗水准，是企业节能降碳改造的最优目标；基准水平是存量产能必须守住的能效底线，低于该标准的产能需限期改造或淘汰。《通知》强调，到2028年底，能效基准水平以下产能实现基本出清。 《通知》此次明确将差别电价、阶梯电价、惩罚性电价归并为统一的差别化电价政策，正是在电力市场化背景下利用电价约束机制，持续提高低效产能用能成本，释放“优胜劣汰”信号。 记者了解到，差别电价以《产业结构调整指导目录》为依据，针对限制类、淘汰类生产设备加价；阶梯电价更聚焦行为导向，按单位产品能耗分档加价；惩罚性电价则针对能耗突破法定限额红线的企业实施惩戒，属于兜底监管手段。从最初设定差别电价到三类政策并行实施，积累了丰富的实践经验，但也产生了交叉重叠、标准不一的问题。 另一方面，近年来，随着电力市场化改革持续深化，国内多数高耗能企业转入市场购电，不再执行传统政府核定的目录电价，使原本实施的差别电价、阶梯电价等管控政策失去了运行基础。 《通知》明确将加价基准切换为市场交易电价，是为了确保参与电力市场交易的高耗能企业仍受电价加价约束，持续发挥电价引导节能降碳的作用。同时，政策明确加价上限0.1元/千瓦时，旨在杜绝多重加价叠加乱象，划定约束红线。 以钢铁行业为例，一位业内从业者告诉记者，据不完全测算，钢铁行业吨钢综合电耗普遍在480~600千瓦时/吨，电力成本在钢铁总成本中占比约5%～15%。若企业被执行最高0.1元/千瓦时加价标准，吨钢生产成本将增加约48~60元。以一座年产500万吨的中型钢铁厂区测算，新增成本则可达约2.4亿～3亿元。 杠杆传导，激发系统转型内生动力 此次电价新规的意义，远超“收多少电费”本身，而是与资金补助、碳排放权交易等政策形成合力。“资金、价格、市场三策并举，让改造有动力、有收益。”国家节能降碳中心副主任闫勇哲表示。 值得注意的是，《通知》明确，上限0.1元/千瓦时的加价收入将用于冲减系统运行费用。随着新能源占比提升，电力系统需要火电机组深度调峰、储能充放电等各种辅助服务与保障措施。 这一设计有利于推动形成“谁落后、谁买单”的成本约束与传导机制——将原本由全体用户分摊的部分系统运行费用转由低效产能承担，而高效企业则间接获益于更稳定的系统运行。这种内部成本转移机制，将外部性成本在企业间进行再分配。 中国石油和化学工业联合会党委委员、副会长凌逸群认为，随着石化化工行业电气化率逐步提升，此次电价政策的引导调节作用将逐步发挥，有效增强行业企业节能降碳改造动力。 如果说加价机制是从成本端形成约束，资金补助和碳排放置换则是从收益端打开空间，让企业的改造动力得以双向激发。 在资金方面，《通知》提出对符合条件的节能降碳改造项目按核定总投资的20%给予资金补助，优先支持改造后能效达到标杆水平的项目。这意味着主动改造的企业不仅能规避电价惩罚，还能获得“真金白银”的财政支持，释放了改造越早、收益越早的正向激励闭环。 在市场方面，《通知》对纳入碳排放权交易市场的重点行业实行免费和有偿相结合的配额分配方式，让能效碳效水平先进的企业获得合理收益。节能降碳改造减少的减排量可用于新建“两高”项目的碳排放置换，有力推动节能降碳行动与碳市场、产业政策的多策联动。 “这为企业的减碳行动赋予了资产价值。一个企业因改造而节省的碳排放空间，可以成为集团内新项目的入场券，也意味着潜在的收益。”上述业内人士认为，这种“减排即增益”的市场反馈，将极大激发企业主动改造的内生动力，是行业向新质生产力跃升的关键一环。 冶金工业规划研究院党委书记、院长肖邦国表示，攻坚三年行动的实施将倒逼能效基准水平以下产能基本清零，大幅提高标杆水平的达标产能比例。这既是落实节能降碳标准的重要任务，也是通过市场化手段淘汰落后产能、优化存量结构的重要路径，有利于提升钢铁、电解铝、煤电等行业整体竞争力，确保行业在“十五五”期间实现绿色低碳高质量发展。